estudio tÉcnico-econÓmico de tecnologÍas que …
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UNIVERSIDAD TÉCNICA FEDERICO SANTA MARÍA
DEPARTAMENTO DE METALURGIA Y MATERIALES
SANTIAGO-CHILE
ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO DE
TECNOLOGÍAS QUE IMPULSAN EL
DESARROLLO DE LA ELECTROMOVILIDAD EN
MINERÍA
Presentado por
ALEJANDRO FELIPE AVELLO FERNÁNDEZ
MEMORIA DE TITULACIÓN PARA OPTAR AL TÍTULO DE
INGENIERO CIVIL DE MINAS
Profesores patrocinantes
DR. RODRIGO ESTAY HUIDOBRO
DR. PATRICIO VALDIVIA LEFORT
Correferente
DIEGO LIZANA ROJAS
SANTIAGO, MAYO 2021
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Resumen
Motivado por la inminente electrificación del sector minero para cumplir con los
estándares de emisión de contaminantes y disminuir el uso de combustibles fósiles, se revela
que los CAEX concentran el 67% del consumo total de diésel de Antofagasta Minerals.
Frente al impacto que tendría reducir el consumo en estos equipos se buscan opciones
tecnológicas para ser analizadas bajo las condiciones de operación de Minera Antucoya.
Se evalúan tres escenarios tecnológicos, el primero en donde los CAEX utilizan la
tecnología trole en el tramo de subida cargado y el motor de combustión interna (ICE) en el
resto del ciclo de transporte. Al comparar este escenario con el caso base, que corresponde a
la proyección realizada de la operación hasta su cierre en 2041 por Minera Antucoya, se
obtiene que se requiere una flota de camiones más pequeña para cumplir con el plan minero,
esto debido al incremento de la velocidad en el segmento de catenarias. Finalmente, se
obtiene un ahorro de 146.669 [𝑈𝑆$] del primer escenario al comparar el valor actual de
costos (VAC) con el caso base y una reducción de 59.994 [𝑚3] en consumo de diésel, lo que
se traduce en disminuir los gases de efecto invernadero en 179.922 [𝑡𝑜𝑛 𝐶𝑂2𝑒𝑞].
En el segundo escenario, los CAEX utilizan la tecnología trole en los tramos de subida
cargado y se remplaza el ICE por baterías y supercondensadores para el resto de los
segmentos del ciclo. Mientras que, en el tercer escenario, los CAEX utilizan un mix
energético que incluye celdas de combustibles, baterías y supercondensadores. En ambos
casos no se supera la factibilidad técnica debido a la cantidad de baterías y/o celdas de
combustible que se necesitan para cumplir con 1 turno de operación en Minera Antucoya. Se
recomienda dar seguimiento a estas opciones tecnológicas y evaluarlas en otras operaciones,
ya que son muy variables en base al diseño de la mina.
En conclusión, los resultados de emplear un escenario trole hibrido no generan los
excedentes esperados en Minera Antucoya, pero a pesar de esto se recomienda a Antofagasta
Minerals tener en consideración la tecnología trole. Sobre todo, si existen condiciones
favorables en otros proyectos, como contratos con precios de electricidad más bajos y rampas
de acceso con mayor pendiente y extensión, ya que esto reduciría costos operacionales,
incrementaría la productividad y el ahorro de diésel.
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Índice de contenidos
1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................. 1
1.1 CONTEXTUALIZACIÓN Y DEFINICIÓN DE LA PROBLEMÁTICA .............................................................. 1
1.2 PLAN DE TRABAJO ........................................................................................................................... 2
2 ANTECEDENTES DE LA EMPRESA ............................................................................................ 5
2.1 SISTEMA DE GESTIÓN DE LA ENERGÍA ............................................................................................... 7
2.2 CARACTERIZACIÓN ENERGÉTICA ...................................................................................................... 7
2.3 EMISIONES DE CARBONO A LARGO PLAZO ......................................................................................... 9
3 ANTECEDENTES .......................................................................................................................... 11
3.1 HIDRÓGENO .................................................................................................................................. 11
Hidrogeno como combustible ............................................................................................... 13
Aplicaciones energéticas ...................................................................................................... 14
Aplicaciones en minería ....................................................................................................... 18
3.2 TECNOLOGÍA TROLE ...................................................................................................................... 19
Componentes principales ..................................................................................................... 20
Beneficios y consideraciones para evaluar el sistema trole ................................................... 22
Proveedores ........................................................................................................................ 24
3.3 RUTA HACIA LA ELECTROMOVILIDAD ............................................................................................. 24
4 METODOLOGÍA ........................................................................................................................... 27
4.1 EVALUACIÓN TÉCNICA................................................................................................................... 28
4.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA ............................................................................................................. 30
Etapa I: Estimar la flota de CAEX ....................................................................................... 32
Etapa II: Estimar el consumo de combustible y electricidad ................................................. 36
Etapa III: Matriz de costos y estimación económica ............................................................. 42
Sensibilidad económica........................................................................................................ 46
4.3 EMISIONES DE CARBONO ................................................................................................................ 49
5 RESULTADOS ................................................................................................................................ 51
5.1 EVALUACIÓN TÉCNICA................................................................................................................... 51
5.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA ............................................................................................................. 53
Etapa I: Estimar la flota de CAEX ....................................................................................... 53
Etapa II: Estimar el consumo de combustible y electricidad ................................................. 56
Etapa III: Matriz de costos y estimación económica ............................................................. 60
Sensibilidad económica........................................................................................................ 65
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5.3 EMISIONES DE CARBONO ................................................................................................................ 67
6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................................................... 69
6.1 CONCLUSIONES GENERALES ........................................................................................................... 69
6.2 CONCLUSIONES ESPECÍFICAS .......................................................................................................... 70
6.3 RECOMENDACIONES ...................................................................................................................... 72
7 ANEXOS ......................................................................................................................................... 74
ANEXO A : CONSUMO DE DIÉSEL POR EQUIPOS EN ANTOFAGASTA MINERALS .................................... 74
ANEXO B : TIPOS DE CELDAS DE COMBUSTIBLE DE HIDRÓGENO......................................................... 76
ANEXO C : FAENAS CON SISTEMA DE ASISTENCIA DE TROLE .............................................................. 77
ANEXO D : RESULTADOS DE LA ESTIMACIÓN DE FLOTA ..................................................................... 79
ANEXO E : RESULTADOS DE LA ESTIMACIÓN DE CONSUMO ENERGÉTICO............................................ 85
ANEXO F : RESULTADOS DE LA ESTIMACIÓN ECONÓMICA ................................................................. 87
ANEXO G : RESULTADOS DE LA SENSIBILIDAD ECONÓMICA ............................................................... 90
8 REFERENCIAS .............................................................................................................................. 91
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Índice de figuras
FIGURA 1. ETAPAS DEL PROCESAMIENTO DE MINERAL PARA OBTENER CONCENTRADO Y CÁTODOS DE COBRE. .. 6
FIGURA 2. PRINCIPALES EMISIONES DE GEI POR FUENTE DE ENERGÍA EN ANTOFAGASTA MINERALS. (MANUAL
DEL SGE EN COMPAÑÍAS DEL GRUPO AMSA, 2019). ........................................................................... 10
FIGURA 3. PROCESO DE PRODUCCIÓN DEL HIDRÓGENO.(ASOCIACIÓN CHILENA DE HIDRÓGENO, 2020) ........... 11
FIGURA 4. APLICACIONES DEL HIDRÓGENO. (VÁSQUEZ ET AL., 2018). ........................................................... 12
FIGURA 5. DENSIDAD GRAVIMÉTRICA Y VOLUMÉTRICA DE COMBUSTIBLES.(FISCHEDICK ET AL., 2017) ........... 13
FIGURA 6. (A) VARIACIÓN DEL PODER DE FRENO (B) Y EL TORQUE DE FRENO EN FUNCIÓN DE LA VELOCIDAD DEL
MOTOR Y LA PROPORCIÓN DE HIDRÓGENO. (KARAGÖZ ET AL., 2016). ................................................... 14
FIGURA 7. (A) VARIACIÓN DE EMISIONES 𝐶𝑂2 (B) Y VARIACIÓN DE EMISIONES 𝑁𝑂𝑥 EN FUNCIÓN DE LA
VELOCIDAD DEL MOTOR Y LA PROPORCIÓN DE HIDRÓGENO. (KARAGÖZ ET AL., 2016). .......................... 15
FIGURA 8. COMPONENTES DE UNA CELDA DE COMBUSTIBLE TIPO PEM. (GARCÍA, 2014). ............................... 17
FIGURA 9. MODIFICACIONES DE UN CAEX PARA UTILIZAR TECNOLOGÍA DE ASISTENCIA DE TROLE. (BRODKORB,
2014). ............................................................................................................................................... 20
FIGURA 10. SISTEMA DE PANTÓGRAFOS EN CONTACTO CON LAS CATENARIAS. ............................................... 21
FIGURA 11. SISTEMA DE CATENARIAS UBICADO EN LA SUBIDA DE UNA RAMPA DE ACCESO. ............................ 21
FIGURA 12. SUBESTACIÓN DE TRACCIÓN A UN COSTADO DE LA RAMPA DE ACCESO. ....................................... 22
FIGURA 13. DESCRIPCIÓN DE LOS ESCENARIOS TECNOLÓGICOS QUE SERÁN ANALIZADOS. .............................. 27
FIGURA 14. ATRIBUTOS CONSIDERADOS EN EL CAPEX Y OPEX PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO. ................... 31
FIGURA 15. DIAGRAMA RESUMEN DE LA METODOLOGÍA PARA REALIZAR LA ESTIMACIÓN ECONÓMICA. .......... 32
FIGURA 16. CURVAS TRAVEL PERFORMANCE Y BRAKE PERFORMANCE DEL KOMATSU 930E-4. (KOMATSU, 2013).
......................................................................................................................................................... 37
FIGURA 17. ESTRUCTURA DE TIEMPOS DE ANTOFAGASTA MINERALS. ........................................................... 40
FIGURA 18. PROYECCIÓN DE PRECIOS DEL 𝐻2. (BLOOMBERG NEW ENERGY FINANCE, 2020). ........................ 47
viii
Índice de gráficos
GRÁFICO 1. PRODUCCIÓN DE COBRE HISTÓRICA DE LAS COMPAÑÍAS MINERAS PERTENECIENTES A ANTOFAGASTA
MINERALS. .......................................................................................................................................... 6
GRÁFICO 2. CONSUMO ENERGÉTICO DEL 2019 EN MINERA A) LOS PELAMBRES, B) CENTINELA, C) ZALDÍVAR Y
D) ANTUCOYA. (REPORTE AVANCE DEL CONVENIO DE COOPERACIÓN ENTRE MINISTERIO DE ENERGÍA Y
CONSEJO MINERO, 2019). ..................................................................................................................... 8
GRÁFICO 3. CONSUMO DE DIÉSEL POR TIPO DE EQUIPO EN ANTOFAGASTA MINERALS. ..................................... 9
GRÁFICO 4. PROPORCIÓN ENTRE LOS COSTOS INFORMADOS POR MINERA ANTUCOYA. ................................... 43
GRÁFICO 5. PROYECCIÓN DE PRECIOS DEL HIDRÓGENO. ................................................................................ 48
GRÁFICO 6. COMPARACIÓN DE FLOTA DE CAMIONES ENTRE EL CASO BASE Y EL CALCULADO A TRAVÉS DE LA
METODOLOGÍA. .................................................................................................................................. 54
GRÁFICO 7. COMPARACIÓN DE FLOTA DE CAEX ENTRE EL ESCENARIO I Y EL CASO BASE DE MINERA ANTUCOYA.
......................................................................................................................................................... 55
GRÁFICO 8. DIFERENCIA DE PRODUCCIÓN DE UN CAEX AL COMPARAR EL ESCENARIO TROLE CON EL CASO BASE.
......................................................................................................................................................... 56
GRÁFICO 9. CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR PERIODO EN EL PRIMER ESCENARIO TECNOLÓGICO. ......... 58
GRÁFICO 10. ESTIMACIONES DE CONSUMO DE DIÉSEL DEL CASO BASE. .......................................................... 59
GRÁFICO 11. PORCENTAJE DEL CONSUMO DIÉSEL POR PERÍODO DEL ESCENARIO TROLE. ................................. 60
GRÁFICO 14. DISTRIBUCIÓN TOTAL DEL CAPEX EN EL PRIMER ESCENARIO TECNOLÓGICO............................. 61
GRÁFICO 15. DISTRIBUCIÓN DEL OPEX EN A) EL CASO BASE Y B) EL PRIMER ESCENARIO TECNOLÓGICO. ........ 61
GRÁFICO 16. AHORRO EN OPEX DEL ESCENARIO I AL COMPARARLO CON EL CASO BASE................................ 62
GRÁFICO 17. COMPARACIÓN DE COSTOS ASOCIADOS A LOS CONSUMOS ENERGÉTICOS ENTRE EL ESCENARIO I Y EL
CASO BASE. ........................................................................................................................................ 62
GRÁFICO 19. DIFERENCIA DE VAC ENTRE EL CASO BASE Y EL ESCENARIO I EN FUNCIÓN DE LOS PRECIOS DE
DIÉSEL Y LA ELECTRICIDAD. ............................................................................................................... 65
GRÁFICO 20. DIFERENCIA DEL VAC ENTRE EL CASO BASE Y EL ESCENARIO I EN FUNCIÓN DEL COSTO DE
MANTENIMIENTO................................................................................................................................ 67
GRÁFICO 23. EMISIONES DE CARBONO POR PERÍODO DEL CASO BASE Y EL PRIMER ESCENARIO TECNOLÓGICO. 68
GRÁFICO A1. DESGLOSE CONSUMO DE COMBUSTIBLE MLP 2019. ................................................................. 74
GRÁFICO A2. DESGLOSE CONSUMO DE COMBUSTIBLE CEN 2019. ................................................................. 74
GRÁFICO A3. DESGLOSE CONSUMO DE COMBUSTIBLE CMZ 2019. ................................................................ 75
GRÁFICO A4. DESGLOSE CONSUMO DE COMBUSTIBLE ANT 2019. ................................................................. 75
ix
Índice de tablas
TABLA 1. ANTECEDENTES GENERALES DE COMPAÑÍAS MINERAS PERTENECIENTES A ANTOFAGASTA MINERALS.
........................................................................................................................................................... 5
TABLA 2. SEMI REACCIONES EN CELDAS DE COMBUSTIBLE CON ELECTROLITO ÁCIDO Y BÁSICO. ..................... 16
TABLA 3. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LAS CELDAS DE COMBUSTIBLE. ....................................................... 18
TABLA 4. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA DE ASISTENCIA DE TROLE SIEMENS UTILIZADAS EN FAENAS.
(BRODKORB, 2014). ........................................................................................................................... 24
TABLA 5. TECNOLOGÍAS UTILIZADAS EN CADA ESCENARIO EN LOS DIFERENTES TRAMOS DEL CICLO DE
TRANSPORTE. ..................................................................................................................................... 27
TABLA 6. CARACTERÍSTICAS DE LA BATERÍA UTILIZADA PARA EL ANÁLISIS DEL SEGUNDO Y TERCER ESCENARIO
TECNOLÓGICO. ................................................................................................................................... 29
TABLA 7. CARACTERÍSTICAS DE LA CELDA DE COMBUSTIBLE UTILIZADA PARA EL ANÁLISIS DEL TERCER
ESCENARIO TECNOLÓGICO. ................................................................................................................. 30
TABLA 8. PERFIL DE VELOCIDADES DEL KOMATSU 930E-4. .......................................................................... 35
TABLA 9. TIEMPO DE MANIOBRA DE UN CAEX. ............................................................................................ 35
TABLA 10. COSTO DE UN CAEX. ................................................................................................................. 42
TABLA 11. COSTOS CONSIDERADOS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA TROLE. ........................ 43
TABLA 12. COSTOS ADICIONALES CONSIDERADOS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL ESCENARIO TROLE
ELÉCTRICO. ........................................................................................................................................ 44
TABLA 13. COSTOS CONSIDERADOS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL ESCENARIO CON CELDAS DE
COMBUSTIBLE. ................................................................................................................................... 44
TABLA 14. VARIACIÓN DE PRECIOS DE ELECTRICIDAD Y DIÉSEL ENTRE EL VALOR REAL Y PRESUPUESTO. ........ 46
TABLA 15. ENERGÍA REQUERIDA POR LAS BATERÍAS POR CICLO Y UN TURNO EN EL PERÍODO 2032. ................. 51
TABLA 16. CANTIDAD DE BATERÍAS REQUERIDAS POR EL CAEX PARA TENER UNA AUTONOMÍA DE UN CICLO Y
UN TURNO. ......................................................................................................................................... 51
TABLA 17. ENERGÍA REQUERIDA POR CADA TECNOLOGÍA DEL MIX ENERGÉTICO POR CICLO Y TURNO EN EL
PERÍODO 2034. ................................................................................................................................... 52
TABLA 18. CANTIDAD DE BATERÍAS Y CELDAS DE COMBUSTIBLES REQUERIDAS PARA TENER UNA AUTONOMÍA
DE UN TURNO. .................................................................................................................................... 53
TABLA 19. FUERZA RIMPULL EN CADA TRAMO Y CONDICIÓN DE CARGA PARA EL CASO BASE Y ESCENARIO TROLE.
......................................................................................................................................................... 57
TABLA 20. CONSUMOS ENERGÉTICOS POR PERÍODO EN UN CICLO DE TRABAJO DE UN CAEX CON TECNOLOGÍA
TROLE................................................................................................................................................ 57
TABLA 21. CAPEX, OPEX Y VAC POR PERÍODO PARA EL CASO BASE Y ESCENARIO TROLE HÍBRIDO. ............. 63
x
TABLA 22. AHORRO POR PERÍODO Y ACUMULADO DEL PRIMER ESCENARIO TECNOLÓGICO CON RESPECTO AL CASO
BASE.................................................................................................................................................. 64
TABLA 24. DIFERENCIA DE CONSUMO ENERGÉTICO ENTRE EL CASO BASE Y EL ESCENARIO I EN FUNCIÓN DE LOS
PRECIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y DIÉSEL. ......................................................................................... 66
TABLA A1. PARÁMETROS DE CARGUÍO DE LOS EQUIPOS DE MINERA ANTUCOYA. .......................................... 79
TABLA A2. TIEMPOS DE CARGUÍO DE LAS PALAS Y EL CARGADOR FRONTAL. ................................................. 79
TABLA A3. DISTANCIAS POR PERÍODO EN LOS DISTINTOS TRAMOS DE TRANSPORTE HACIA LOS PUNTOS DE
DESCARGA. ........................................................................................................................................ 80
TABLA A4. DISTANCIAS PONDERADAS EN EL TRAMO HORIZONTAL, SUBIDA Y BAJADA POR PERÍODO. .............. 81
TABLA A5. TIEMPO DE CICLO POR PERÍODO. ................................................................................................. 81
TABLA A6. FLOTA DE CAMIONES PARA VALIDAR LA METODOLOGÍA CON EL CASO BASE DE MINERA ANTUCOYA.
......................................................................................................................................................... 82
TABLA A7. TIEMPO DE CICLO POR PERIODO DE LOS CAEX CON SISTEMA TROLE. ........................................... 83
TABLA A8. FLOTA DE CAMIONES CON SISTEMA TROLE. ................................................................................. 83
TABLA A9. DIFERENCIA DE PRODUCCIÓN DE UN CAEX POR PERÍODO COMPARANDO LA TECNOLOGÍA TROLE CON
EL CASO BASE. ................................................................................................................................... 84
TABLA A10. CONSUMOS ENERGÉTICOS POR PERÍODO EN UN CICLO DE TRABAJO DE UN CAEX EN EL CASO BASE.
......................................................................................................................................................... 85
TABLA A11.CONSUMOS ENERGÉTICOS POR PERÍODO EN EL CASO BASE Y CON TECNOLOGÍA TROLE. ................ 85
TABLA A12. ESTIMACIÓN CONSUMO DIÉSEL CON EL MÉTODO 2 PARA EL CASO BASE Y CON TECNOLOGÍA TROLE.
......................................................................................................................................................... 86
TABLA A13. COMPONENTES DEL CAPEX DEL CASO BASE Y ESCENARIO TROLE HÍBRIDO POR PERÍODO. .......... 87
TABLA A14. COMPONENTES DEL OPEX DEL CASO BASE POR PERÍODO. ......................................................... 87
TABLA A15. COMPONENTES DEL OPEX DEL ESCENARIO TROLE HÍBRIDO POR PERÍODO. ................................. 88
TABLA A16. AHORRO POR PERÍODO DEL OPEX ENTRE EL PRIMER ESCENARIO TECNOLÓGICO Y EL CASO BASE.89
TABLA A17. DIFERENCIA DE VAC ENTRE EL CASO BASE Y EL ESCENARIO I AL FLUCTUAR LOS PRECIOS DE
ENERGÍA ELÉCTRICA Y DIÉSEL. ........................................................................................................... 90
xi
Índice de ecuaciones
ECUACIÓN 1. CANTIDAD DE BATERÍAS REQUERIDAS PARA TENER UNA AUTONOMÍA DE 1 TURNO DE TRABAJO. 28
ECUACIÓN 2. CANTIDAD DE CELDAS DE COMBUSTIBLE REQUERIDAS PARA TENER UNA AUTONOMÍA DE 1 TURNO
DE TRABAJO. ...................................................................................................................................... 30
ECUACIÓN 3. COMPONENTES DEL TIEMPO DE CICLO DE UN CAEX. ................................................................ 32
ECUACIÓN 4. CAPACIDAD DEL BALDE DE EQUIPOS DE CARGUÍO. .................................................................... 33
ECUACIÓN 5. TIEMPO DE CARGUÍO. .............................................................................................................. 33
ECUACIÓN 6. TIEMPO DE CARGUÍO PONDERADO POR PERÍODO. ...................................................................... 33
ECUACIÓN 7. COMPONENTES DEL TIEMPO DE IDA DE UN CAEX. ................................................................... 34
ECUACIÓN 8. COMPONENTES DEL TIEMPO DE VUELTA DE UN CAEX. ............................................................. 34
ECUACIÓN 9. DISTANCIA EN SUBIDA, BAJADA U HORIZONTAL ENTRE UNA FASE Y UN PUNTO DE DESCARGA EN UN
PERÍODO. ........................................................................................................................................... 34
ECUACIÓN 10. DISTANCIA EN SUBIDA, BAJADA U HORIZONTAL PONDERADA EN UN DETERMINADO PERÍODO. .. 34
ECUACIÓN 11. CANTIDAD DE CICLOS DE UN CAEX EN UN PERÍODO DETERMINADO. ....................................... 36
ECUACIÓN 12. PRODUCTIVIDAD DE UN CAEX. ............................................................................................. 36
ECUACIÓN 13. NÚMERO DE CAEX POR PERÍODO. ......................................................................................... 36
ECUACIÓN 14. ENERGÍA REQUERIDA PARA EL TRAYECTO DE IDA. .................................................................. 37
ECUACIÓN 15. ENERGÍA REQUERIDA PARA EL TRAYECTO DE VUELA. ............................................................. 38
ECUACIÓN 16. PRIMER MÉTODO PARA CALCULAR EL CONSUMO DE DIÉSEL DE UN CAEX. .............................. 38
ECUACIÓN 17. NÚMERO DE CICLOS QUE REALIZA TODA LA FLOTA DE CAEX EN UN DETERMINADO PERÍODO. . 38
ECUACIÓN 18. CONSUMO ENERGÉTICO TOTAL POR PERÍODO. ........................................................................ 38
ECUACIÓN 19. SEGUNDO MÉTODO PARA CALCULAR EL CONSUMO DE DIÉSEL DE UN CAEX. ........................... 39
ECUACIÓN 20. HORAS HORÓMETRO DE UN CAEX POR PERÍODO. ................................................................... 40
ECUACIÓN 21. HORAS HORÓMETRO DE UN CAEX TROLE PARA ESTIMAR SU CONSUMO DE COMBUSTIBLE. ...... 40
ECUACIÓN 22. ENERGÍA QUE SE REQUIERE ALMACENAR EN HIDRÓGENO PARA LA CELDA DE COMBUSTIBLE. ... 41
ECUACIÓN 23. MASA DE HIDRÓGENO QUE REQUIERE LA CELDA DE COMBUSTIBLE. ......................................... 42
ECUACIÓN 24. VALOR ACTUAL DE COSTOS. .................................................................................................. 45
ECUACIÓN 25. EMISIONES DE CARBONO EQUIVALENTE EN FUNCIÓN DEL CONSUMO DIÉSEL. ........................... 50
xii
1
1 Introducción
1.1 Contextualización y definición de la problemática
En Chile la minería constituye uno de los ejes económicos más importantes del país,
aportando en los últimos 10 años el 11,4% del PIB y un aporte promedio de 10% al
financiamiento fiscal, así como cerca de un 60% de sus exportaciones totales (Consejo
Minero, 2019).
A pesar del beneficio que la industria minera significa para Chile, trae consigo grandes
consumos energéticos que afectan a la sociedad y el medio ambiente. En particular, el sector
minero genera directamente un 7% del total de los gases de efecto invernadero (GEI) del
país, y su participación en el consumo de energía eléctrica explica otro 14% de las emisiones
atribuibles indirectamente al sector (Consejo Minero, 2019).
A nivel nacional, se aprobó en enero de 2021 la ley de eficiencia energética, la cual
pretende establecer un marco regulatorio para los grandes consumidores de energía y reducir
el consumo energético en un 7% a 2035 (Garcia Bernal, 2019). Esta medida pretende que
industrias como la minera, establezcan un sistema de gestión de la energía (SGE) que
permita:
Mejorar el proceso de transformación energética;
Racionalizar/reducir el consumo de energía; y
Contribuir al mejoramiento de las condiciones ambientales y a la sustentabilidad del
desarrollo.
Antofagasta Minerals siempre en busca de ser una empresa competitiva en la industria
minera, se ha adelantado a la entrada en vigor de la ley de eficiencia energética, desarrollando
y fomentando un SGE en distintas áreas operativas de sus compañías mineras. El objetivo es
reducir la influencia del consumo de energía eléctrica y combustible en el costo de
producción, que representaron para el año 2019 un 13% y 7% respectivamente, y también
realizar iniciativas que favorezcan la disminución de las emisiones de GEI.
En este contexto, reducir las emisiones de GEI provenientes del consumo de energía
eléctrica tiene menor dificultad de implementación en el corto plazo, ya que depende
directamente de la empresa gestionar y renegociar los contratos con las distintas empresas
2
proveedoras de energía, y de esta forma asegurar que la fuente de producción de electricidad
sea renovable. De hecho, las cuatro compañías mineras pertenecientes a Antofagasta
Minerals trabajarán con energía 100% libre de emisiones contaminantes desde el 2022.
En cuanto a reducir el consumo de combustible en equipos móviles es más complejo, ya
que, dependiendo del tipo de tecnología se requiere una serie de condiciones habilitantes.
Entre ellas, que existan alternativas de propulsión con un nivel de madurez suficiente para
ser utilizada en el exigente ambiente minero, que haya la infraestructura adecuada para su
uso, que se fomente una gestión del cambio para los operadores y personal de mantenimiento,
y también que se desarrollen nuevos protocolos de seguridad y medioambiente.
El objetivo de este trabajo es realizar un análisis técnico-económico de tecnologías
disponibles en el mercado que puedan ser aplicadas a equipos utilizados en minería para
reducir el consumo de combustible e impulsar la electromovilidad.
Para cumplir con el objetivo principal de este trabajo, se tendrán en consideración los
siguientes objetivos específicos:
Caracterizar técnicamente las diferentes tecnologías empleadas en minería vinculadas a
la electromovilidad (baterías, celdas de combustible y trole) y uso de hidrógeno (dual)
para ser utilizadas por Antofagasta Minerals.
Evaluar económicamente la implementación de las tecnologías en estudio, realizando un
análisis de sensibilidad de las variables más relevantes.
1.2 Plan de trabajo
El plan de trabajo se dividirá en las siguientes cuatro etapas:
a) Etapa 1: Recopilación y análisis de información
Se realizará un estudio de las tecnologías disponibles en el mercado que tengan la
finalidad de reemplazar al diésel en equipos móviles. Con este estudio se pretende tener un
conocimiento técnico de las tecnologías relacionadas a la ruta de electromovilidad y a sus
principales desarrolladores.
También se recopila y analiza información respecto al caso base, es decir referente a
fuentes y consumos de energía utilizadas en el proceso productivo dentro de las compañías
3
mineras de Antofagasta Minerals, con el fin de identificar equipos de interés en donde
podrían ser utilizadas las nuevas tecnologías.
b) Etapa 2: Estudio factibilidad técnica
Tendrá como objetivo estudiar la factibilidad técnica para aplicar las diferentes
tecnologías en los equipos de interés. Para esto se evaluará si la tecnología disponible en el
mercado es compatible con el ciclo de trabajo de los equipos mineros seleccionados en la
etapa anterior. De forma general, se entiende como ciclo de trabajo a las condiciones
operacionales que cumplen habitualmente los equipos, como, por ejemplo, soportar una
determinada carga, cumplir tiempos de ciclo, tolerar las condiciones de terreno (pendientes),
tener una autonomía suficiente y una flexibilidad operacional acorde a la función que cumple.
Para realizar el estudio de compatibilidad entre la tecnología y condiciones operacionales
del equipo, será necesario recopilar información de los ciclos de trabajo de los equipos
seleccionados en las distintas compañías.
Al finalizar este análisis, pasaran a la siguiente etapa solo las tecnologías que sean
técnicamente factibles de ser utilizadas bajo las condiciones operacionales de los equipos de
interés.
c) Etapa 3: Estudio de factibilidad económica y reducción de emisiones de GEI
En esta etapa, a aquellas tecnologías que sean técnicamente factibles de utilizarse en las
condiciones operacionales del determinado equipo minero, se les va a realizar un estudio
económico. El estudio económico consistirá en estimar los costos de capital y costos
operacionales relacionados a la puesta en operación de la tecnología para un equipo en una
de las Mineras de Antofagasta Minerals. De igual forma se estiman los costos asociados al
caso base, es decir del equipo utilizando su sistema actual de propulsión, de modo de poder
comparar a través del valor actual de costos (VAC) los escenarios tecnológicos vinculados a
la electromovilidad con el caso base, y de esta forma identificar si existe alguna
económicamente interesante de continuar estudiando en profundidad.
También en esta etapa, se determina la reducción de emisiones de gases de efecto
invernadero (GEI) que existiría con respecto al caso base.
d) Etapa 4: Propuesta y recomendaciones
En base al estudio de factibilidad técnico-económico se propone una determinada
tecnología para los equipos analizados.
4
5
2 Antecedentes de la empresa
Antofagasta Minerals, principal grupo minero privado chileno, es el cuarto mayor
productor de cobre del país y el noveno a nivel mundial.
El Grupo Minero está organizado como sociedad anónima cerrada y es filial de
Antofagasta plc, la cual cotiza sus acciones en la Bolsa de Valores de Londres (LSE) y figura
en el índice FTSE 1001. El control de Antofagasta plc pertenece al grupo Luksic, que posee
el 65% de su propiedad.
Antofagasta Minerals está a cargo de la operación de cuatro compañías mineras:
Minera Los Pelambres, Minera Centinela, Minera Antucoya y Minera Zaldívar. También
lleva a cabo actividades de exploración y desarrollo de proyectos, tanto en Chile como en el
extranjero. Información general de las operaciones ubicadas en Chile se indican en la
Tabla 1.
Tabla 1. Antecedentes generales de compañías mineras pertenecientes a Antofagasta Minerals.
Compañía Minera Los
Pelambres Minera Centinela
Minera
Zaldívar Minera Antucoya
Ubicación
Comuna de
Salamanca, Región
de Coquimbo
Comuna de Sierra
Gorda, Región de
Antofagasta
Comuna de
Sierra Gorda, Región de
Antofagasta
Comunas de María
Elena y Mejillones, Región de
Antofagasta
Propiedad de
AMSA 60% 70% 50% 70%
Inicio de
operaciones 2000 2014 1995 2015
Vida útil
restante 37 𝑎ñ𝑜𝑠 40 𝑎ñ𝑜𝑠 11 𝑎ñ𝑜𝑠 21 𝑎ñ𝑜𝑠
Productos Concentrado de
Cobre Concentrado y
cátodos de cobre
Cátodos y
concentrado de
cobre
Cátodos de cobre
Subproductos Concentrado de
molibdeno, plata y
oro
Concentrado de molibdeno, plata y
oro
- -
1 Índice bursátil de referencia de la LSE, compuesto por las 100 compañías de mayor capitalización del
Reino Unido.
6
Las cuatro compañías mineras extraen los minerales de cobre a través de un método
de extracción a cielo abierto, por lo que todas comienzan su proceso productivo a través de
la perforación y tronadura para liberar y fragmentar el macizo rocoso. Luego, los equipos de
carguío llenan la tolva de los camiones de extracción (CAEX) para su posterior transporte al
destino final, que puede ser el chancador primario, el stockpile o el botadero, dependiendo
de la ley del material extraído.
Dependiendo del tipo de mineral de cobre extraído, existen dos líneas de
procesamiento para obtener concentrado o cátodos de cobre, las cuales se resumen en la
Figura 1.
Figura 1. Etapas del procesamiento de mineral para obtener concentrado y cátodos de cobre.
Desde el punto de vista de la producción, Los Pelambres es la que más aporta a
Antofagasta Minerals, seguido por Centinela, Zaldívar y Antucoya. La producción de cobre
histórica desde el 2014 de estas compañías mineras se indica en el Gráfico 1.
Gráfico 1. Producción de cobre histórica de las compañías mineras pertenecientes a Antofagasta Minerals.
236 228 248 277
355 344 358 363
102 103 95 116
66 81 72 72
0
100
200
300
400
2016 2017 2018 2019
Pro
du
cció
n d
e c
ob
re[K
ton
]
CEN MLP CMZ ANT
7
2.1 Sistema de gestión de la energía
Un sistema de gestión de la energía (SGE) es un sistema de mejoramiento continuo que
tiene por objetivo gestionar el uso eficiente de la energía en el tiempo. En este sistema, la
energía se debe ver como un insumo estratégico desde su fuente hasta su uso. Antofagasta
Minerals cuenta con una estrategia de energía, donde la eficiencia energética2 es uno de los
puntos claves.
En este sistema se debe considerar: seguridad y confiabilidad del suministro; precio
competitivo, con términos y condiciones favorables; origen de la energía, para otorgar
sostenibilidad y cumplimiento de las metas de cambio climático de la empresa; y mayor
eficiencia en el consumo de la energía.
Antofagasta Minerals ha implementado un SGE en sus compañías por motivos
internos, pero también por motivos externos, producto de las exigencias del contexto nacional
como lo es el Acuerdo del Consejo Minero con el Ministerio de Energía y Requerimientos
legales, particularmente la ley de eficiencia energética. Esta ley busca generar un marco de
referencia en relación con la gestión para grandes consumidores, considerando que en Chile
alrededor de 150 empresas son catalogadas como “grandes consumidores”, abarcando el 30%
del consumo de energía del país. La ley pretende que el Ministerio de Energía cuente con
información de estos consumos para preparar un reporte público anual, con información de
proyecciones de consumo y eficiencia energéticos, casos de éxitos, buenas prácticas y
calificación de las empresas.
2.2 Caracterización energética
La caracterización energética es la construcción de un marco base de los consumos
energéticos en las compañías mineras y su distribución en las áreas. Esta caracterización es
la clave de un SGE, ya que permite concentrar los esfuerzos en realizar proyectos para
mejorar la eficiencia energética de los equipos de mayor consumo, generando ahorros y
2 Conjunto de acciones que permiten optimizar la relación entre la cantidad de energía consumida y los
productos y servicios finales obtenidos.
8
disminución de GEI importantes. También permite identificar consumos que están fuera de
los parámetros normales mediante indicadores energéticos, agilizando las medidas
correctivas.
El perfil energético de cada compañía está directamente relacionado con el nivel de
producción y variables propias de la minería, como son, variabilidad del plan minero,
disminución de las leyes, dureza del mineral, mayor distancia de transporte del mineral a los
distintos puntos de descarga, desgaste del equipamiento (móvil y fijo).
En relación con el consumo energético en Antofagasta Minerals el 2019 se observa en
los gráficos a continuación que en Minera Centinela hubo un mayor consumo energético y,
además, que en sólo Minera Los Pelambres hubo un mayor consumo de energía eléctrica.
Gráfico 2. Consumo energético del 2019 en Minera a) Los Pelambres, b) Centinela, c) Zaldívar y d) Antucoya.
(Antofagasta Minerals, 2019a).
Para definir un tipo de equipo en el cual un cambio en la tecnología de propulsión
genere una gran reducción en el uso de combustible en Antofagasta Minerals, se desglosa el
consumo de diésel de los equipos utilizados en las distintas compañías mineras, los cuales se
detallan en los gráficos del Anexo A.
60%
40%Electricidad
Diésel
Consumo total de energía MLP
8.120 [TJ/año]
a)
48%52%
Electricidad
Diésel
Consumo total de energía CEN
10.398 [TJ/año]
b)
46%
54%
Electricidad
Diésel
Consumo total de energía CMZ
3.460 [TJ/año]
c)
47%53%
Electricidad
Diésel
Consumo total de energía ANT
2.143 [TJ/año]
d)
9
El Gráfico 3 resume la información de los gráficos en anexos, clasificando los
consumos más altos de diésel por tipo de equipo. El gráfico muestra que el mayor consumo
de combustible se concentra en la Mina, específicamente en camiones de extracción, equipos
de carguío, perforadoras y algunos equipos de apoyo como wheeldozers, bulldozers y otros
tipos de camiones menores.
Gráfico 3. Consumo de diésel por tipo de equipo en Antofagasta Minerals.
Los CAEX representan el 67% del consumo total de diésel de Antofagasta Minerals,
lo que hace atractivo evaluar tecnologías disponibles en el mercado que puedan ser aplicadas
a camiones de extracción, ya que inclusive un pequeño cambio en la forma de propulsión
podría generar un gran impacto en la reducción de consumo de combustible.
2.3 Emisiones de carbono a largo plazo
Antofagasta Minerals reconoce la importancia que tiene la energía en la lucha contra el
cambio climático, por esta razón ha enfocado sus metas en el abatimiento de gases de efecto
invernadero a través del uso de energías renovables y eficiencia energética en sus
operaciones. A través de la caracterización energética, la empresa establece que las
principales emisiones de dióxido de carbono equivalente3 (𝐶𝑂2𝑒) son producto del suministro
eléctrico, el calor para el proceso productivo, el diésel de equipos móviles y el diésel en
3 Es una medida métrica utilizada para comparar las emisiones de diversos gases de efecto invernadero
sobre la base de su potencial de calentamiento global (PCG), mediante la conversión de cantidades de
otros gases al equivalente en cantidad de dióxido de carbono con el mismo potencial de calentamiento
global.
4,974 9,726
219,348
11,424 2,338 3,924 8,488 6,923
-
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
Co
nsu
mo
dié
sel
[m3]
10
camiones de extracción o CAEX como lo indica la Figura 2. En esta, también es posible
observar que se pretende disminuir las emisiones en el tiempo hasta convertirse al 2050 en
una empresa carbono neutral.
Figura 2. Principales emisiones de GEI por fuente de energía en Antofagasta Minerals. (Antofagasta Minerals,
2019b).
Para realizar cambios que tengan como objetivo una mayor eficiencia energética o
bien un cambio de fuente de energía que favorezca la reducción de emisiones GEI, es
relevante comprender que existen gestiones que dependen directamente de la empresa, pero
también que existen limitaciones tecnológicas que son propias del mercado.
Por ejemplo, las acciones a corto plazo que se realizarán para mitigar las emisiones y
cumplir las metas energéticas internas son: cambio de matriz del suministro eléctrico a
energías renovables, reemplazo de diésel por GNL para generación de calor y proyectos de
eficiencia energética y productividad. Pero en cuanto al uso de nuevas fuentes de energía en
equipos móviles, existen restricciones del mercado, ya que no todas las tecnologías
disponibles poseen la potencia requerida para llevar a cabo los variables ciclos de trabajo de
los equipos utilizados en minería.
En la presente memoria, debido al mayor consumo de diésel de los camiones de
extracción visualizados en el gráfico Gráfico 3 y teniendo en consideración el gran impacto
que tendría en la sociedad y el medioambiente reemplazar su consumo, se va a trabajar en
identificar tecnologías disponibles en el mercado que estén alineadas con la ruta de
electromovilidad y tengan potencial técnico económico de emplearse en CAEX.
11
3 Antecedentes
El siguiente capítulo presenta las tecnologías disponibles en el mercado que tienen
como objetivo la reducción de consumo de diésel en equipos móviles.
3.1 Hidrógeno
El hidrógeno se puede producir a partir de una gran cantidad de fuentes de energía
primaria y mediante diversos procesos técnicos. Dependiendo del tipo de la fuente energética
primaria se caracteriza el hidrógeno en verde, azul y negro como indican la Figura 3. Se
define como verde cuando el hidrógeno es producido mediante fuentes renovables, azul
cuando se produce con combustibles fósiles y captura de carbono y negro, cuando se utilizan
combustibles fósiles sin captar los gases contaminantes.
Figura 3. Procesos de producción del hidrógeno.(Asociación Chilena de Hidrógeno, 2020)
12
La fuente de energía primaria más importante para la producción de hidrógeno en la
actualidad es el gas natural, con una participación del 𝟕𝟎%, seguido del petróleo, el carbón
y la electricidad, como energía secundaria.
El reformado con vapor a partir de gas natural, es el método más importante de
producción de hidrógeno. En cuanto a la electrólisis, la principal fuente renovable, representa
actualmente alrededor del 𝟓% de la producción mundial de hidrógeno. Sin embargo, se prevé
que en el futuro la producción aumente significativamente si el excedente de electricidad de
las energías renovables está cada vez más disponible. Por la misma razón en Chile existe una
buena oportunidad de producir hidrogeno, ya que la política energética tiene como uno de
sus objetivos que al 𝟐𝟎𝟓𝟎 el 𝟕𝟎% de la energía consumida en el país provenga de fuentes
como la fotovoltaica o la eólica (Fúnez y Reyes, 2019).
En la Figura 4 se muestra la gran variedad de aplicaciones del hidrógeno. Esas son
agrupadas en: Convencionales, Transporte, Estacionarias, Móviles y Uso de 𝐻2 como gas. El
89% del hidrógeno producido internacionalmente se utiliza en la industria química/refinería
y en la producción de amoníaco. Sin embargo, se espera que aumente la generación de
hidrógeno para aplicaciones de almacenamiento, más específicamente en 100 [𝑀𝑡𝑜𝑛]
exclusivamente para el sector transporte al 2050 (Vásquez et al., 2018).
Figura 4. Aplicaciones del hidrógeno. (Vásquez et al., 2018).
13
Hidrogeno como combustible
Pese a ser el elemento más abundante en el universo, el hidrógeno no se encuentra en
estado puro en la naturaleza, por lo tanto, no es considerado un combustible primario, sino
que es un vector energético.
La forma en que un vector energético es almacenado está muy influenciada por su
contenido energético, el cual es posible expresarlo en base a la masa (densidad gravimétrica)
o el volumen (densidad volumétrica). La Figura 5 muestra como el hidrógeno tiene una
densidad gravimétrica casi tres veces más alta que los hidrocarburos líquidos, sin embargo,
su densidad volumétrica es relativamente baja. Por lo tanto, para fines prácticos de manejo,
la densidad del hidrógeno debe aumentarse significativamente al almacenarlo. Para esto se
utiliza los principales métodos probados, que incluyen almacenamiento físico basado en
compresión, enfriamiento o una combinación de ambos.
Figura 5. Densidad gravimétrica y volumétrica de combustibles.(Fischedick et al., 2017)
Una de las ventajas del hidrógeno como combustible es la flexibilidad que tiene para
utilizarse como fuente de propulsión, ya que puede ser quemado directamente en motores de
combustión, emplearse como mezcla con combustibles convencionales y en celdas de
combustibles. Sin embargo, cabe destacar que las primeras dos opciones son más un método
de transición, ya que son las celdas de combustible que apuntan como la tecnología del futuro,
debido a que no emiten gases de efecto invernadero al producir energía eléctrica y vapor de
agua.
14
Aplicaciones energéticas
Las aplicaciones que permiten la utilización del hidrogeno como un vector energético
son principalmente dos: combustión y celdas de combustibles (fuel cells).
La combustión del hidrógeno puede ser ocupada en motores, turbinas y calderas para
obtener energía. La reacción que se produce tiene como únicos productos agua y calor, tal
como se muestra en la siguiente ecuación:
𝐻2 (𝑔) +1
2𝑂2 (𝑔) = 𝐻2𝑂(𝑔) + 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟
Se utiliza el concepto combustión directa de hidrógeno cuando un motor se renueva
para utilizar totalmente hidrógeno. Por el contrario, se califica como combustión dual diésel-
hidrógeno, cuando el motor se adapta para reemplazar el diésel con un determinado
porcentaje en volumen de hidrógeno.
Karagöz et al., 2016 realizaron mediciones de diversos parámetros tanto en el motor
como en las emisiones para distintos porcentajes en volumen de hidrógeno en el motor, cuyos
porcentajes son 0%, 25% y 50%. En la Figura 6 se muestra la variación de la potencia al
freno y el torque para las condiciones estudiadas. En la Figura 7 se muestra el efecto de la
variación del porcentaje en volumen de hidrógeno sobre las emisiones de 𝐶𝑂2 y 𝑁𝑂𝑥.
Figura 6. (a) Variación del poder de freno (b) y el torque de freno en función de la velocidad del motor y la
proporción de hidrógeno. (Karagöz et al., 2016).
15
Figura 7. (a) Variación de emisiones 𝑪𝑶𝟐 (b) y variación de emisiones 𝑵𝑶𝒙 en función de la velocidad del
motor y la proporción de hidrógeno. (Karagöz et al., 2016).
Los resultados observados en el estudio con la adición de un 25% de hidrogeno
fueron los siguientes: la potencia del motor decrece entre un 8,1% − 15,1%, las emisiones
de 𝐶𝑂2 disminuyen entre un 12,7% − 25,4% y las emisiones de 𝑁𝑂𝑥 incrementan entre un
15,2% − 39,6% (Karagöz et al., 2016).
Por otro lado, las celdas o pilas de combustible son los dispositivos más eficientes
energéticamente para extraer energía de combustibles. Un motor de combustión
convencional usualmente genera electricidad a eficiencias del 33 al 35%, mientras que los
sistemas de celda de combustibles pueden generar electricidad a eficiencias de hasta el 60%,
e inclusive más con cogeneración4 (Pearson, 2015).
Una celda de combustible es un dispositivo que puede convertir la energía química
en energía eléctrica y calor, sin aplicar un proceso de combustión. Específicamente, la
producción de electricidad se desarrolla a través de reacciones de reducción y oxidación en
electrodos distintos, permitiendo un flujo neto de electrones a través de un sistema de
recepción.
Dependiendo del tipo de electrolito que tenga la pila de combustible, se pueden
distinguir dos grandes categorías: pilas de combustible de electrolito ácido y pilas de
combustible de electrolito alcalino. La principal diferencia entre ellos es la carga que se
desplaza: el tipo positivo para el primer tipo y el tipo negativo para el segundo tipo (Alaswad
4 Aprovecha la energía térmica liberada de la generación de energía eléctrica, aumentando el rendimiento
del proceso y reduciendo las pérdidas económicas.
16
et al., 2016). Las semirreacciones redox y el balance global según el tipo de electrolito se
muestran en la Tabla 2
Tabla 2. Semi reacciones en celdas de combustible con electrolito ácido y básico.
Tipo de Reacción Electrolito ácido Electrolito básico
Anódica 𝐻2 → 2𝐻+ + 2𝑒− 𝐻2 + 2𝑂𝐻− → 2𝐻2𝑂 + 2𝑒−
Catódica 1
2⁄ 𝑂2 + 2𝐻+ + 2𝑒− → 𝐻2𝑂 12⁄ 𝑂2 + 𝐻2𝑂 + 2𝑒− → 2𝑂𝐻−
Global 𝐻2 + 12⁄ 𝑂2 → 𝐻2𝑂 𝐻2 + 1
2⁄ 𝑂2 → 𝐻2𝑂
Las principales celdas de combustible pueden ser categorizadas como alcalinas
(AFC), membrana de intercambio protónico (PEM) y óxido sólido (SOFC). Sus principales
características se muestran en el Anexo B.
Para las aplicaciones de transporte las PEM son las celdas de combustible más
desarrolladas comercialmente dada su densidad energética, tamaño, potencia y temperatura
de operación. La estructura típica de este tipo de celda se muestra en la Figura 8, donde se
destacan los siguientes componentes (Alaswad et al., 2016):
Placa bipolar: son placas con canales de flujo que aseguran la distribución de combustible
y oxidante en toda el área de la celda, además de actuar como colectores de corriente
eléctrica. Se mecanizan diferentes tipos de canales en forma de bobina, paralelos e
interdigitales en las placas a través de las cuales fluirán los gases (en este caso, hidrógeno
y aire). Para la celda tipo PEM, están construidos de grafito, acero inoxidable y plástico.
Capa de difusión de gas (GDL): son responsables de distribuir los reactivos a la superficie
del electrodo y eliminar los productos de reacción.
Electrodos: las reacciones electroquímicas tienen lugar en la superficie de los electrodos.
El combustible (hidrógeno, en este caso) se oxida en el ánodo y el oxígeno se reduce en
el cátodo. En el caso de las células PEM, el platino se usa como catalizador para aumentar
la velocidad de reacción.
Membrana: Sus funciones son actuar como conductor iónico, aislante electrónico y
separador de reactivos anódicos y catódicos. Los iones deben atravesar la membrana del
tipo polímero de politetrafluoroetileno conductor de protones, para mantener el equilibrio
de carga entre el ánodo y el cátodo.
17
Figura 8. Componentes de una celda de combustible tipo PEM. (García, 2014).
Debido a que las celdas de combustible pueden reemplazar el motor de combustión
en los automóviles, pueden usarse inmediatamente para generar electricidad sin la necesidad
de incorporar un generador eléctrico (Chan, 2007), lo que reduce el tamaño y la cantidad de
componentes. A pesar de esta ventaja, debe considerarse que las celdas de combustible tienen
una densidad de potencia menor que la gasolina, por lo que la eficiencia de arranque es menor
que si se usaran motores de combustión. Por esta razón, los bancos de baterías (mayor
densidad de potencia que las celdas de combustible) y/o los supercondensadores (baja
densidad de energía, pero alta densidad de potencia) se utilizan junto con las celdas de
combustible (Thounthong et al., 2009). De esta forma, se puede establecer una dinámica de
frenado regenerativo, y la energía se puede almacenar en los supercondensadores,
comenzando a usar energía de ellos y/o baterías y aprovechando las celdas de combustible
en áreas de operación a velocidad constante, proporcionando mayor flexibilidad, eficiencia
y autonomía al vehículo.
Las principales ventajas y desventajas de las celdas de combustible se indican en la
Tabla 3.
18
Tabla 3. Ventajas y desventajas de las celdas de combustible.
Ventajas Desventajas
-Alta eficiencia operativa y diseño
altamente escalable.
-No emite emisiones de gases de efecto
invernadero si se utiliza hidrógeno verde.
-Puede trabajar con diferentes tipos de
fuentes de combustible.
-Sin piezas móviles y con capacidad de
recarga casi instantánea.
- Costoso.
-Puede generar problemas técnicos como
envenenamiento por electrolitos y degradación
del catalizador.
-Dependiendo del tipo de celda de combustible
considerada, puede ser requerido tecnología de
reforma del combustible y un sistema de
almacenamiento.
Aplicaciones en minería
En cuanto a la utilización de la combustión dual de diésel – hidrógeno, destaca la
empresa canadiense DynaCERT, quien produce y suministra su tecnología HydraGEN a
empresas mineras de todo el mundo. Esta tecnología fue diseñada para su uso con todos los
tipos y tamaños de motores diésel, crea hidrógeno y oxígeno bajo demanda a través de la
electrolisis y los suministra a través de la entrada de aire para mejorar la combustión.
DynaCERT ofrece tres variantes de HydraGEN, en donde es posible inyectar un 5%,
10% o 15% en porcentaje en volumen de hidrógeno. A través de esta tecnología la empresa
asegura mejorar los costos de operación y reducir significativamente las emisiones de gases
contaminantes como 𝐶𝑂2 y 𝐶𝑂. A principios del 2019 la compañía canadiense recibe la
compra de tres de sus productos de motor grande 𝐻𝐺145 − 6𝐶 de una mina a cielo abierto
ubicada en Brasil, los cuales fueron instalados en camiones de extracción Caterpillar 793𝐹
de 230 toneladas (Mining Technology, 2019). DynaCERT estima que cada Caterpillar 793𝐹
reducirá la huella de carbono en más de 530.000 toneladas de dióxido de carbono
equivalente ( 𝐶𝑂2𝑒 ) y ahorrará aproximadamente 2.618 horas de tiempo operativo en
combustible (Williams, 2020).
En Chile la Corporación de fomento de la producción (CORFO) cofinancia dos
consorcios tecnológicos que buscan adaptar los camiones de extracción y los equipos móviles
de la minería, a una combustión dual diésel-hidrógeno y a celdas de combustible. El objetivo
es que Chile sea un polo mundial de hidrógeno cero emisiones en el corto plazo.
19
Uno de los consorcios surge en 2018 tras una convocatoria internacional de CORFO
que apunta a desarrollar la combustión dual hidrógeno-diésel para camiones de extracción
mineros. El objetivo de este programa es ejecutarlo con una alta tasa de sustitución de
hidrógeno, apuntando a más de un 60% de remplazo de diésel con hidrógeno. La empresa
Alset en conjunto a un consorcio internacional, en el que participan compañías de energía,
tecnología, minería y universidades, respondieron con éxito a esta convocatoria y
actualmente trabajan en este proyecto, cuyo primer prototipo de camión minero dual debiera
estar operativo durante 2021 (Alta Ley, 2019). Los participantes aparte de Alset son NTT
Data, la Pontificia Universidad Católica, la Universidad de Santiago, BHP, Anglo American,
Cap Minería, Engie, Acciona e Hydrogenics.
El otro consorcio, pretende utilizar celdas de combustible de hidrógeno para flotas
mineras con énfasis en minería subterránea, a través de la adaptación de un LHD. En este
proyecto participan las empresas Ballard, Linde, Nel Hydrogen, Engie, Fraunhofer, Codelco,
la Universidad Técnica Federico Santa María y la Agencia Chilena de Eficiencia Energética.
En relación con la aplicación de celdas de combustible en CAEX, surge la alianza
entre Engie y Anglo American, quienes desarrollan el primer camión minero impulsado con
esta tecnología. Dentro de las modificaciones contempladas para el camión minero incluyen
el reemplazo del tanque de combustible diésel con tanques de hidrógeno y baterías. La puesta
en marcha del camión de hidrógeno será llevada a cabo luego de un programa de prueba y
validación en la mina Mogalakwena Platinum Group Metals, en Sudáfrica (Minería Chilena,
2019).
3.2 Tecnología trole
El sistema de asistencia de trole es una configuración que permite mantener el
suministro eléctrico a los motores de propulsión de los camiones de extracción desde la red
eléctrica de la mina, enganchando el camión a un sistema de catenarias. Las catenarias son
instaladas en donde se desarrolle el ciclo de trabajo más exigente del camión, de esta forma
se maximiza el ahorro en combustible. Por esta razón generalmente se ubican en el trayecto
de subida de las rampas de acceso, debido al alto consumo de diésel del CAEX cuando el
camión asciende cargado. Sin embargo, también es una opción instalar en el trayecto de
20
bajada, considerando el incremento en inversión que esto conlleva, y aprovechar la
posibilidad de regenerar la energía de retardo en lugar de disiparla (Cruzat y Valenzuela,
2018).
Existen diferentes opciones posibles para configurar la fuente de energía que utilizan
los accionamientos de tracción en cualquier momento o condición. Específicamente, cuando
el sistema de tracción del CAEX se conecta a la red, puede operar usando solo la energía
suministrada a través del sistema trole, o tomando la energía parcialmente del motor diésel y
parcialmente del motor eléctrico (Cruzat y Valenzuela, 2018) .
Componentes principales
Los principales subsistemas que se requieren para aplicar la tecnología de asistencia
de trole son modificar los CAEX, un sistema de pantógrafos, un sistema de catenarias y sub
estaciones eléctricas (Brodkorb, 2014). Los cuales se detallan a continuación:
Modificaciones de los CAEX: Se agregan dispositivos de control adicionales al camión,
de modo que la energía de las líneas aéreas de contacto se pueda transmitir correctamente
a los motores de las ruedas. Cuando el camión está conectado a la línea de trole, el motor
diésel y el alternador no se utilizan para la propulsión. El motor cae automáticamente a
ralentí, y toda la potencia de propulsión proviene de las líneas aéreas. La Figura 9
muestra una vista esquemática de un camión modificado.
Figura 9. Modificaciones de un CAEX para utilizar tecnología de asistencia de trole. (Brodkorb, 2014).
Sistema de pantógrafos: El camión es equipado con dos pantógrafos montados de forma
paralela en la parte delantera del camión (Figura 10), de modo que la energía eléctrica
21
se pueda recolectar de las líneas aéreas y conducida hasta el sistema de accionamiento
eléctrico del camión. A medida que el CAEX se aproxima a las catenarias, el operador
levanta el pantógrafo hasta que entra en contacto con ellas. Al generarse la conexión, el
operador quita el pie del acelerador y continúa maniobrando, mientras la potencia
proveniente de la red eléctrica alimenta directamente a las ruedas, reemplazando
temporalmente el motor diésel y al generador.
Figura 10. Sistema de pantógrafos en contacto con las catenarias.
Sistema de catenarias: Como muestra la Figura 11 consiste en dos conductores con forma
de catenaria, los cuales se apoyan con postes y voladizos. Por lo general los postes se
encuentran distanciados a una distancia máxima de 40 metros. El sistema debe estar
diseñado para proporcionar el voltaje de línea más alto posible que el variador y los
motores pueden manejar de manera segura, de modo que el camión opere a la mayor
velocidad posible. La velocidad de un camión con motor diésel está limitada por la
potencia del motor, pero la velocidad de un camión trole está limitada por las capacidades
de sus motores de tracción.
Figura 11. Sistema de catenarias ubicado en la subida de una rampa de acceso.
22
Subestaciones eléctricas: Son las responsables de convertir la energía eléctrica desde la
forma provista por la red general a unas condiciones de voltaje, corriente y frecuencia
apropiada para su uso en camiones de extracción con sistema trole. El voltaje nominal
del sistema trole y la potencia por subestación dependen de las condiciones específicas
de operación en la mina. Todos los equipos, excepto el transformador, están protegidos
del polvo y la humedad, alojados en un contenedor herméticamente cerrado a un costado
de la línea de catenarias como se visualiza en la Figura 12.
Figura 12. Subestación de tracción a un costado de la rampa de acceso.
Beneficios y consideraciones para evaluar el sistema trole
En comparación a un sistema de transporte convencional, la tecnología de asistencia
de trole otorga los siguientes beneficios a la operación (Siemens, 2019):
Disminución de los costos de operación y mantenimiento: Los ahorros en costos de
operación y mantenimiento del motor están directamente relacionados con el menor
consumo de combustible. Incluso el tiempo de revisión del motor puede aumentar al
doble o más. Debido a que generalmente los viajes con carga en subida representan entre
el 70 y el 80 por ciento del consumo total de combustible de un camión, la tecnología
trole reduce el costo por tonelada de producción.
Mayor productividad por ciclo: Esto sucede como resultado del incremento de la
velocidad del camión en la línea de trole, reduciendo el tiempo de transporte de mineral.
El sistema de propulsión puede aumentar la velocidad hasta en un 80%. Esa condición
provoca que se requiera una menor cantidad de camiones para el mismo objetivo de
23
transporte de material o bien, que aumente el transporte desde el pit con el mismo número
de camiones.
Reducción de la huella de carbono: Es la consecuencia de reemplazar el diésel por un
sistema de propulsión más eficiente en base a la energía eléctrica proveniente del sistema
de catenarias. De esta forma se favorece un impacto medioambiental mínimo con muy
poco ruido y emisiones de escape diésel.
La principal desventaja de implementar la tecnología de asistencia de trole es el alto
costo de inversión, por lo que es necesario analizar numerosas variables antes de determinar
si es factible su desarrollo. A continuación, se indican puntos que se recomiendan considerar
para su evaluación:
Costos relativos de energía eléctrica y diésel: Esta es una de las variables más importante
al considerar la evaluación del sistema trole. Es imprescindible que el ahorro en
combustible generado por una flota de CAEX compense el costo de utilizar energía
eléctrica en el trayecto de la línea de trole. Por este motivo es aconsejable analizar esta
tecnología cuando existe un alto deferencial de precio entre la energía eléctrica y el precio
del diésel.
Costos de inversión en infraestructura y modificaciones del CAEX: Los gastos en
infraestructura agrupan lo necesario para distribuir la energía eléctrica a la mina, a través
de subestaciones eléctricas, postes y tendido eléctrico. En cuanto a modificaciones del
camión de extracción, comprende el sistema del pantógrafo sistemas de control.
Plan minero y diseño del pit: Las catenarias del sistema trole reduce la flexibilidad
operativa de transporte, ya que limita el trayecto que deben utilizar los camiones de
extracción para obtener los beneficios de esta tecnología. Por esta razón la línea debe
ubicarse estratégicamente en la rampa de acceso que tenga mayor flujo de camiones de
extracción y que idealmente sea una rampa de larga vida útil, extensión y pendiente.
Buen estado de las rampas de acceso: La utilización de esa tecnología exige que los
caminos de acarreo donde se encuentra instalada el sistema de catenarias se encuentre
bien construidos y mantenidos, para evitar que se pierda la conexión con la línea. Debido
a esto puede ser necesario incluir equipos auxiliares, como lo son las motoniveladoras o
wheeldozers.
24
Proveedores
La empresa Siemens es la principal proveedora de la tecnología de asistencia de trole
con más de 40 años de experiencia, encargándose del estudio de prefactibilidad,
implementación, mantención y futuras extensiones. Sin embargo, recientemente existen otras
compañías como Caterpillar e Hitachi que también han desarrollado esta tecnología.
En el caso de Caterpillar, desde principios del 2020 tiene disponible el sistema trole
para el camión 795𝐹 𝐴𝐶 y también disponibles con los otros tres camiones mineros de
accionamiento eléctrico CAT: 794 𝐴𝐶, 796 𝐴𝐶 𝑦 798 𝐴𝐶 . La introducción comercial de
CAT ha sido posible gracias a la conclusión de un proyecto piloto que se realizó durante casi
dos años en la mina Aitik de Boliden, en Suecia. Esta prueba consideró cuatro camiones AC
795𝐹, que utilizaron 700 metros de línea de trole eléctrico (Minería Chilena, 2020).
En la Tabla 4 se indican faenas en que Siemens ha desarrollado un sistema trole para
los CAEX y algunas de sus características.
Tabla 4. Características del sistema de asistencia de trole Siemens utilizadas en faenas. (Brodkorb, 2014).
Faena Extensión
Catenarias [km] Voltaje
[V] Subestac.
[MVA] N°
Subestac. CAEX
Modificados Año
Implem.
Lumwana Mining Company, Zambia
4 2.400 10 5 32 2009
Barrick Goldstrike Mine, USA
5,5 1.500 6,5 7 11 1994
Gécamines, República Democrática del
Congo 3,5 1.200 2,4 4 22 1986
Rössing Mine Company, Namibia
10 1.200 3 7 30 1986
Palabora Mining Company, South
Africa 11 1.200 5 7 80 1981
En el Anexo C se detalla la experiencia de las Mineras Palabora, Lumwana y Barrick
Goldstrike con la tecnología trole.
3.3 Ruta hacia la electromovilidad
25
A modo de resumen, en este capítulo se abordan tecnologías alineadas con el
reemplazo parcial y total de diésel con el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto
invernadero. Cada una de estas tecnologías poseen diferentes grados de madurez tecnológica
en equipos utilizados en minería.
Es importante mencionar que, si bien se apunta a tecnologías más limpias para los
equipos dentro de la minería, no debe ser en perjuicio del trabajo que comúnmente
desarrollan en operación. Por lo contrario, deben apuntar a mejorar los ciclos de trabajo y/o
generar ahorros por medio de un uso más eficiente de la energía.
En cuanto a la aplicación de estas tecnologías en CAEX, existe el desarrollo de
camiones 100% eléctricos que utiliza baterías de litio, pero están lejos de igualar la
capacidad de transporte de un CAEX de alto tonelaje. Este es el caso del camión minero
eléctrico más grande del mundo eDumper desarrollado por la empresa Kuhn Schweiz AG, el
cual tiene la capacidad de transportar hasta 93 toneladas de carga con con la energía de una
batería de litio instalada sobre el chasis de un Komatsu HD 605 − 7 , su batería posee
alrededor de 600 [𝑘𝑊ℎ] de capacidad y un peso de 4,5 toneladas (Vallejo, 2019).
En cuanto a utilizar hidrógeno como vector energético tiene más proyección a futuro
ya que existe gran interés de la industria minera por adoptar esta tecnología. Además, debido
a las condiciones climáticas de Chile, es catalogado internacionalmente como una futura
potencia de producción de hidrógeno verde.
Dentro de la gama de opciones del uso de hidrógeno se encuentra la combustión dual
hidrógeno-diésel, la cual puede ser considerada como una tecnología de transición hacia la
electromovilidad. Esto se debe a que productos como el de la empresa DynaCERT apuntan
a la reducción del consumo de diésel y no a su reemplazo total.
La situación cambia cuando se consume el hidrógeno por medio de una celda de
combustible, ya que se tiene un vehículo que no utiliza diésel y libre de gases de efecto
invernadero. Es primordial para este último punto consumir hidrógeno verde, es decir
producido a través de fuentes de energía renovables.
Actualmente no existe un camión CAEX de alto tonelaje con esta tecnología
operativo, pero sin duda por sus características apunta a ser una de las principales formas de
movilidad en el futuro, por lo cual se comprende el interés en la industria minera en el
desarrollo de prototipos con celdas de combustible.
26
Finalmente, la tecnología trole es antigua y ampliamente probada, pero lo interesante
es que no tan solo reduce el consumo de combustible en el trayecto más exigente del camión,
sino que también incrementa la velocidad de subida y por consiguiente la productividad.
Para efectos de esta memoria:
No se evaluará la tecnología dual, ya que según lo planteado en la revisión bibliográfica
existe una relación directa entre la pérdida de potencia del motor y el porcentaje de
inyección de hidrógeno. Además, si bien reduce las emisiones de carbono, se genera un
incremento en las emisiones de dióxido de nitrógeno, lo cual va en contra de los objetivos
de la empresa.
Se evaluará la instalación de la tecnología trole en CAEX como un sistema de propulsión
adicional al motor de combustión interna, con el objetivo de reducir costos operacionales
y también el consumo de diésel en Minera Antucoya. Para la evaluación del sistema trole
se considera aquella configuración de propulsión en que el camión utiliza sólo la energía
eléctrica proveniente de las catenarias cuando el camión se conecta a la red de catenarias.
Desde un punto de vista más innovador, se evaluará la tecnología trole 100% eléctrico,
reemplazando el motor de combustión interna por baterías de litio. El plan es que al
conectar el CAEX a la red de catenarias durante el ciclo de trabajo más exigente, se
reduzca la capacidad requerida de las baterías para cumplir con el resto de los tramos del
ciclo.
También desde un foco innovador, se evaluará quitar el motor de combustión interna
convencional y reemplazarlo por un mix energético, compuesto de celdas de combustible
tipo PEM, baterías de ion litio y supercondensadores.
27
4 Metodología
En este capítulo se abordará la metodología con la cual se desarrolla el análisis técnico
y económico de tres escenarios tecnológicos. En donde cada uno de ellos será estudiado
considerando información de los ciclos de trabajo de Minera Antucoya. También se explicará
el mecanismo empleado para determinar las emisiones de gases de invernadero en cada caso.
El plan es analizar en primera instancia si los escenarios tecnológicos son
técnicamente factibles de ser desarrollados para posteriormente pasar a la etapa de evaluación
económica.
Antes de profundizar en las metodologías, se expone en la Figura 13 los escenarios
tecnológicos que serán estudiados y en la Tabla 5, las tecnologías utilizadas en cada tramo
del ciclo asociados a esos escenarios.
Figura 13. Descripción de los escenarios tecnológicos que serán analizados.
Tabla 5. Tecnologías utilizadas en cada escenario en los diferentes tramos del ciclo de transporte.
Tramo del ciclo Escenario I Escenario II Escenario III
Subiendo cargado Asistencia de trole Asistencia de trole FC
Bajando cargado ICE Baterías Baterías
Horizontal cargado ICE SC + baterías SC + baterías + FC
Horizontal vacío ICE Baterías Baterías + FC
Subiendo vacío ICE Baterías FC
Bajando vacío ICE SC + baterías SC + baterías
28
4.1 Evaluación técnica
Referente a la capacidad técnica del sistema trole es incuestionable, ya que como se
indica en el capítulo de anterior existe registro de minas a cielo abierto, sobre todo en África
y Norteamérica, que utilizaron y utilizan esta tecnología. Además, existen proveedores como
Siemens con más de 30 años de experiencia en este desarrollo y otros más nuevos como
Caterpillar e Hitachi que visualizaron el valor agregado que puede significar incorporar la
asistencia de trole a la operación. Lo que si se explicará más adelante es la metodología para
evaluar económicamente esta tecnología y analizar si se justifica la inversión bajo las
condicione de operación de Minera Antucoya.
En cuanto a los puntos técnicos que serán evaluados tanto en el segundo como tercer
escenario radica principalmente en cuantificar el número de baterías y/o celdas de
combustible en función de la potencia y la distancia requerida en la operación de Minera
Antucoya. Con esto se podrá considerar el peso y volumen adicional que incorporan estas
tecnologías al camión y definir si, en vista del cambio del sistema de propulsión, se
perjudican otras características indispensables del CAEX, como por ejemplo la capacidad de
carga y peso total.
Para calcular la cantidad de baterías que necesita el CAEX eléctrico se debe
determinar previamente la energía requerida por las baterías, con el fin de cumplir la
exigencia energética de los tramos en que participa (Tabla 5), y también la capacidad de la
batería comercial seleccionada. Con el objetivo de calcular la energía requerida se selecciona
el ciclo de trabajo del período más exigente energéticamente para las baterías.
En el cálculo de la cantidad de baterías se realizan dos supuestos, el primero es que
se considera 1 turno de trabajo como base de tiempo para determinar la energía requerida y
el segundo, es la restricción en la utilización de las baterías hasta un 50% de su capacidad de
carga, esto debido a que no es recomendable que se descarguen completamente ya que se ve
afectada su vida útil. Lo planteado anteriormente se expresa en la Ecuación 1.
𝑁°𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟í𝑎𝑠 =𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑎𝑐𝑘 𝑑𝑒 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟í𝑎𝑠 𝑝𝑎𝑟𝑎 1 𝑡𝑢𝑟𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑎𝑏𝑎𝑗𝑜 [𝑘𝑊ℎ]
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟í𝑎 𝑐𝑜𝑚𝑒𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙 [𝑘𝑊ℎ] × 50%
Ecuación 1. Cantidad de baterías requeridas para tener una autonomía de 1 turno de trabajo.
29
Para determinar la energía que se necesita en los tramos del ciclo en donde participa
el mix energético conformado de baterías y supercondensadores, se debe tener en
consideración que estos últimos almacenan la energía disponible en el freno regenerativo en
el tramo de bajada vacío con el fin de ser aprovechada en el segmento horizontal cargado. La
energía disponible en el freno regenerativo depende de la fuerza de empuje o rimpull de las
ruedas del camión en el frenado y de la energía potencial disponible, alcanzando una cota
superior de 16,39 [𝑘𝑊ℎ]. Luego esta energía recuperada se utiliza en el tramo horizontal, en
donde el banco de baterías sería la última parte en función del banco de supercondensadores,
es decir, una vez que la energía de los SC alcanza el 40% del valor nominal, entran en
operación gradualmente las baterías.
La batería comercial seleccionada para ser empleada en la Ecuación 1 es de la
empresa Akasol modelo 9 AKM 150 CYC por su alta densidad y capacidad energética, sus
características se indican en la siguiente tabla.
Tabla 6. Características de la batería utilizada para el análisis del segundo y tercer escenario tecnológico.
Especificaciones 9 AKM 150 CYC
Tecnología Li-ion NMC
Energía 99 [𝑘𝑊ℎ]
Potencia continua 99 [𝑘𝑊]
Ciclos de vida 4.000 [𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜𝑠]
Peso 535 [𝑘𝑔]
Volumen 0,36 [𝑚3]
Respecto al Escenario III, en particular para el cálculo de la cantidad de baterías se
procede de la misma forma que en el caso anterior, es decir, primero se determina la energía
que requieren suministrar para cumplir con los tramos indicados en la Tabla 5 y luego se
utiliza la Ecuación 1.
Con el fin de determinar la energía requerida en un turno de operación en Minera Antucoya
se selecciona el período más exigente energéticamente considerando todos los tramos de
transporte, ya que en este caso no se utiliza el sistema trole en la subida y es el mix energético
de FC+SC+B el encargado de suministrar toda la energía al CAEX. En cuanto a la
30
participación entre las baterías y las celdas de combustible cuando estas actúan en conjunto
en los tramos horizontales se distribuye en un 40% y 60%. Al igual que en el punto anterior
los supercondensadores almacenan la energía disponible del freno regenerativo con una cota
superior de 16,39 [𝑘𝑊ℎ] y la batería comercial seleccionada es la Akasol 9 AKM 150 CYC,
cuyas especificaciones están en la Tabla 6.
A través de la Ecuación 2 se calcula la cantidad de celdas de combustible necesarias
para cumplir con la exigencia energética de un turno de trabajo.
𝑁° 𝐹𝐶 =𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠 𝐹𝐶 𝑝𝑎𝑟𝑎 1 𝑡𝑢𝑟𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑎𝑏𝑎𝑗𝑜 [𝑘𝑊ℎ]
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐹𝐶 𝑐𝑜𝑚𝑒𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙 [𝑘𝑊ℎ]
Ecuación 2. Cantidad de celdas de combustible requeridas para tener una autonomía de 1 turno de trabajo.
La energía de la celda de combustible seleccionada de marca Ballard y modelo
Fcvelocity HD 100 se especifica en la Tabla 7 en conjunto con otras características técnicas.
Tabla 7. Características de la celda de combustible utilizada para el análisis del tercer escenario tecnológico.
Especificaciones Fcvelocity HD 100
Energía 20,4 [𝑘𝑊ℎ] Potencia nominal 100 [𝑘𝑊]
Peso 280 [𝑘𝑔] Volumen 0,51 [𝑚3]
Una vez que se verifique que el segundo y tercer escenario pueden cumplir con los
ciclos de transporte de Minera Antucoya con una cantidad razonable de baterías y/o celdas
de combustible que no afecten características operacionales relevantes del CAEX, se procede
a desarrollar el análisis económico.
4.2 Evaluación económica
El objetivo del análisis económico es poder estimar los costos asociados a cada uno
de los escenarios tecnológicos con el objetivo de poder ser comparados con el caso base (CB)
proyectado por Antucoya y determinar si es que existe alguno de ellos que generen un ahorro
importante que justifique su inversión. Los atributos considerados en cada uno de los
31
escenarios se muestran en la Figura 14, los cuales se encuentran clasificados en costos de
operación (OPEX) y gastos de capital (CAPEX).
Figura 14. Atributos considerados en el CAPEX y OPEX para el análisis económico.
El costo asociado a un CAEX adicional por período tiene principal énfasis en los
primeros dos escenarios. El motivo es que en ambos se utilizaría la tecnología trole y una de
sus características es una mayor productividad del camión, lo que podría generar que se
requiera una menor flota para cumplir con el plan minero de Antucoya y por lo tanto un
ahorro desde el punto de vista de inversión. En cuanto al tercer escenario tecnológico se
asume que necesita la misma cantidad de CAEX por período que lo proyectado en el
escenario base por Minera Antucoya.
Mencionado esto, la metodología utilizada para desarrollar la evaluación económica
se divide en las siguientes tres etapas y se resumen en la Figura 15.
32
Figura 15. Diagrama resumen de la metodología para realizar la estimación económica.
Etapa I: Estimar la flota de CAEX
Como se menciona anteriormente se pretende estimar la cantidad de CAEX para los
primeros dos escenarios tecnológicos para evidenciar si es que existen diferencias en cuanto
al tamaño de la flota con respecto a lo proyectado por Minera Antucoya. En concreto la
velocidad del camión cuando se conecta a la línea de trole es la variable que se modifica.
El mecanismo utilizado para estimar la flota empieza determinando el tiempo de ciclo
por período del CAEX. Como indica la Ecuación 3 se calcula considerando: el tiempo de
carguío ponderado de los equipos de carguío, el tiempo de ida y vuelta y de maniobras del
camión.
𝑇𝐶 = 𝑡𝑐𝑎𝑟𝑔𝑢í𝑜 + 𝑡𝑖𝑑𝑎 + 𝑡𝑣𝑢𝑒𝑙𝑡𝑎 + 𝑡𝑚𝑎𝑛𝑖𝑜𝑏𝑟𝑎𝑠
Ecuación 3. Componentes del tiempo de ciclo de un CAEX.
Para calcular el tiempo de carguío ponderado por período se considera información
entregada por Minera Antucoya de sus cinco equipos de carguío, es decir, de dos palas
33
eléctricas de cable P&H 4100 XPC, las palas hidráulicas Hitachi frontal e Hitachi back hoe
y el cargador frontal L-2350.
Primero, a las cuatro palas y el cargador frontal se determina la capacidad de su balde
(Ecuación 4) para calcular el número de paladas que requiere el CAEX para ser cargado, y
de esta forma con la duración por palada obtener el tiempo de carguío de cada equipo, como
indica la Ecuación 5. Además, todos los equipos poseen tiempos por palada para roca y
grava, por esta razón, ambos tiempos se ponderan según el porcentaje de material de roca y
grava que estiman cargar por período para obtener un único tiempo de carguío por equipo.
Ecuación 4. Capacidad del balde de equipos de carguío.
𝑡𝑐𝑎𝑟𝑔𝑢í𝑜 = 𝑟𝑒𝑑𝑜𝑛𝑑𝑒𝑎𝑟. 𝑚𝑒𝑛𝑜𝑠 (𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑𝐶𝐴𝐸𝑋
𝐶𝑏𝑎𝑙𝑑𝑒) × 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜𝑝𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎
Ecuación 5. Tiempo de carguío.
Por último, con el objetivo de calcular el tiempo de carguío ponderado, para cada
equipo y en todos los años que dura la operación, se pondera el tiempo de carguío con la
proporción entre la cantidad de material que se proyecta cargue un equipo en específico y el
total cargado por período, como muestra la Ecuación 6.
𝑡𝑐𝑎𝑟𝑔𝑢í𝑜 = ∑𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜𝑐𝑎𝑟𝑔𝑢í𝑜 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜 𝑖 × 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑢í𝑜𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜 𝑖
𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑢í𝑜
5
𝑖=1
Ecuación 6. Tiempo de carguío ponderado por período.
En cuanto al tiempo de ida y vuelta de un CAEX en un determinado período, se
calcula utilizando el perfil de velocidades del camión y las distancias que se proyectan
recorrer en ese año. Debido a que un CAEX puede dirigirse desde la mina al chancador, al
botadero o al stockpile, se incorpora el concepto de distancias ponderadas para considerar las
diferentes rutas en función de la cantidad de material transportado en cada una de ellas.
𝐶𝑏𝑎𝑙𝑑𝑒 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑏𝑎𝑙𝑑𝑒 × 𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑖𝑛−𝑠𝑖𝑡𝑢 ×1
𝐸𝑠𝑝𝑜𝑛𝑗𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜× 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟𝑙𝑙𝑒𝑛𝑎𝑑𝑜
34
Mencionado esto, se muestra como calcular el tiempo de ida y vuelta en la
Ecuación 7 y Ecuación 8, donde 𝐷𝑠 , 𝐷𝑏
, y 𝐷ℎ corresponden a las distancias ponderadas en
subida, bajada y horizontal respectivamente.
𝑡𝑖𝑑𝑎 =𝐷𝑠
𝑉𝑠𝑢𝑏𝑖𝑒𝑛𝑑𝑜 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎𝑑𝑜 +
𝐷𝑏
𝑉𝑏𝑎𝑗𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎𝑑𝑜+
𝐷ℎ
𝑉ℎ𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎𝑑𝑜
Ecuación 7. Componentes del tiempo de ida de un CAEX.
𝑡𝑣𝑢𝑒𝑙𝑡𝑎 =𝐷𝑠
𝑉𝑠𝑢𝑏𝑖𝑒𝑛𝑑𝑜 𝑣𝑎𝑐í𝑜 +
𝐷𝑏
𝑉𝑏𝑎𝑗𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑣𝑎𝑐í𝑜+
𝐷ℎ
𝑉ℎ𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙 𝑣𝑎𝑐í𝑜
Ecuación 8. Componentes del tiempo de vuelta de un CAEX.
Antes de obtener las distancias ponderadas en cada tramo, primero se calculan las
distancias en subida (𝑑𝑠), bajada (𝑑𝑏) y horizontal (𝑑ℎ) que existe entre cada fase activa
del período y los puntos de descarga, que son el chancador (C), el botadero (B) y el stockpile
(S). La Ecuación 9 indica como determinar las distancias descritas anteriormente.
𝑑(𝑦)𝐴 = ∑𝑑(𝑦) 𝐹𝑎𝑠𝑒 𝑘, 𝐴 × 𝑇𝐹𝑎𝑠𝑒 𝑘, 𝐴
𝑇𝐴
𝑛
𝑘=1
Ecuación 9. Distancia en subida, bajada u horizontal entre una fase y un punto de descarga en un período.
Donde:
𝑦: 𝑆𝑢𝑏𝑖𝑑𝑎, 𝑏𝑎𝑗𝑎𝑑𝑎 𝑢 ℎ𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙.
𝐴: 𝐶ℎ𝑎𝑛𝑐𝑎𝑑𝑜𝑟, 𝑏𝑜𝑡𝑎𝑑𝑒𝑟𝑜 𝑜 𝑠𝑡𝑜𝑐𝑘.
𝑑(𝑦)𝐹𝑎𝑠𝑒 𝑘, 𝐴: 𝐷𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛 “𝑦” 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑠𝑒 “𝑘” 𝑦 𝑒𝑙 𝑑𝑒𝑠𝑡𝑖𝑛𝑜 “𝐴”.
𝑇𝐹𝑎𝑠𝑒 𝑘, 𝐴: 𝑇𝑜𝑛𝑒𝑙𝑎𝑗𝑒 𝑒𝑥𝑡𝑟𝑎í𝑑𝑜 𝑑𝑒𝑠𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑠𝑒 “𝑘” 𝑒𝑛𝑣𝑖𝑎𝑑𝑜 𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑠𝑡𝑖𝑛𝑜 “𝐴”.
𝑇𝐴: 𝑇𝑜𝑛𝑒𝑙𝑎𝑗𝑒 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑝𝑜𝑟𝑡𝑎𝑑𝑜 ℎ𝑎𝑐𝑖𝑎 “𝐴” 𝑒𝑛 𝑢𝑛 𝑑𝑒𝑡𝑒𝑟𝑚𝑖𝑛𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜.
Luego, se calcula las distancias ponderadas en subida, bajada y horizontal a través de
la Ecuación 10, en donde 𝑇𝑇 representa el tonelaje total extraído en un determinado período.
𝐷(𝑦) =
𝑑(𝑦)𝐶 × 𝑇𝐶 + 𝑑(𝑦)𝐵 × 𝑇𝐵 + 𝑑(𝑦)𝑆 × 𝑇𝑆
𝑇𝑇
Ecuación 10. Distancia en subida, bajada u horizontal ponderada en un determinado período.
35
El perfil de velocidades que se utiliza en el caso base para obtener los tiempos de ida
y vuelta del Komatsu 930𝐸 − 4 fue información entregada por Minera Antucoya. En cuanto
a las velocidades del primer y segundo escenario tecnológico en donde se ocupa el sistema
trole, solo se modifica la velocidad en el tramo de subida cargado, cuyo valor fue referido
por un equipo de trabajo del Centro Mario Molina (CMM) y el Centro de Desarrollo
Tecnológico de Finlandia (VTT), que es experto en simulación de ciclos de trabajo
relacionados a la electromovilidad. Las velocidades del escenario de CAEX con celdas de
combustible son iguales al del caso base, ya que como se mencionó anteriormente, se asume
que tendrán la misma flota de camiones. En la Tabla 8 se indica el perfil de velocidades para
cada una de las tecnologías.
Tabla 8. Perfil de velocidades del Komatsu 930E-4.
Velocidad Caso base/celdas de combustible
[km/h]
Sistema trole
[km/h]
Subiendo cargado 12,5 15,3
Bajando cargado 28,6 28,6
Horizontal cargado 29,8 29,8
Subiendo vacío 28,4 28,4
Bajando vacío 32,8 32,8
Horizontal vacío 34,0 34,0
El tiempo de maniobras del camión es información dada por Minera Antucoya, y
comprende la sumatoria del tiempo de aculatamiento, descarga y una corrección según
MineSight Shedule Optimizer (MSSO) que es variable en cada período. La Tabla 9 indica
los tiempos considerados para cada caso.
Tabla 9. Tiempo de maniobra de un CAEX.
Tiempo Valor [min]
Aculatamiento 1
Descarga 1,3
Corrección MSSO variable
36
Con la información del tiempo de ciclo (TC), se determina la cantidad de ciclos que
tiene un CAEX en un período (Ecuación 11), para obtener con la Ecuación 12 su
productividad. Finalmente, como indica la Ecuación 13 se calcula el número de camiones
requeridos por período.
𝐶𝑖𝑐𝑙𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑢𝑛 𝐶𝐴𝐸𝑋𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜 =60
𝑇𝐶[𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜𝑠
ℎ𝑟] × 24[ℎ𝑟] × 𝑑í𝑎𝑠 [
1
𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜]
Ecuación 11. Cantidad de ciclos de un CAEX en un período determinado.
𝑃𝐶𝐴𝐸𝑋 [𝑡𝑜𝑛
𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜] = 𝐶𝑎𝑝.𝐶𝐴𝐸𝑋 [𝑡𝑜𝑛] × 𝐷𝑀[%] × 𝑈𝐸𝐵𝐷[%] × 𝐶𝑖𝑐𝑙𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑢𝑛 𝐶𝐴𝐸𝑋𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜
Ecuación 12. Productividad de un CAEX.
Donde:
𝐷𝑀: 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑜𝑚𝑒𝑐á𝑛𝑖𝑐𝑎
𝑈𝐸𝐵𝐷: 𝑈𝑡𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑒𝑛 𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑎 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑒
𝑁°𝐶𝐴𝐸𝑋𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜 = 𝑟𝑒𝑑𝑜𝑛𝑑𝑒𝑎𝑟. 𝑚á𝑠 [𝑀𝑜𝑣𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑚𝑖𝑛𝑎
𝑃𝐶𝐴𝐸𝑋]
Ecuación 13. Número de CAEX por período.
Etapa II: Estimar el consumo de combustible y electricidad
En la siguiente etapa se explica la metodología utilizada para calcular los consumos
de electricidad y/o combustible de cada uno de los escenarios tecnológicos, con el objetivo
de cuantificar posibles ahorros económicos asociados a estos insumos y comparar la
reducción que se produciría en emisiones de gases de efecto invernadero.
Primero se detalla el mecanismo para estimar el consumo de diésel y electricidad del
escenario I, es decir del CAEX trole híbrido, esto se realiza a través del cálculo de la fuerza
rimpull en sus ruedas. También, se abordará otra metodología para determinar el gasto de
combustible en este escenario, con el objetivo de poder ser comparadas en el capítulo de
resultados y seleccionar aquella que se aproxime más al consumo real de Minera Antucoya.
37
Cabe mencionar que el método que se escoja para estimar el consumo de diésel también
aplica para el caso base.
El rimpull es la cantidad de fuerza ejercida en la zona de contacto entre el vehículo y
el suelo. Con el fin de calcular el consumo eléctrico y de diésel de un CAEX a través de la
fuerza en las ruedas, primero se requiere obtener el rimpull de cada tramo del ciclo de trabajo,
para ello se utiliza el perfil de velocidades del camión y las curvas de potencia que se
muestran en la Figura 16. Se ocupa la curva travel performance para los trayectos de subida
y en la horizontal, y la curva brake performance para los trayectos de bajada.
Específicamente, para determinar la fuerza rimpull en todos los tramos de transporte, se
ingresa en el eje de las abscisas con cada una de las velocidades de la Tabla 8 y luego se
avanza hasta intersecarse con la curva de potencia del camión. Finalmente, al proyectar cada
punto de intersección en el eje de las ordenadas se consigue la fuerza rimpull.
a)
b)
Figura 16. Curvas travel performance y brake performance del Komatsu 930E-4. (Komatsu, 2013).
Posteriormente, con la fuerza rimpull de las ruedas en los trayectos en subida cargado
(𝑅𝑆.𝑐), bajando cargado (𝑅𝐵.𝑐), horizontal cargado (𝑅𝐻.𝑐), subiendo vacío (𝑅𝑆.𝑣), bajando
vacío (𝑅𝐵.𝑣) y horizontal vacío (𝑅𝐻.𝑣), y con las distancias ponderadas en subida, bajada y en
la horizontal por período, se calcula la energía requerida en la ida y vuelta del CAEX como
indican las ecuaciones a continuación.
𝐸 𝑖𝑑𝑎 [𝑘𝑊ℎ] =𝑅𝑆.𝑐 [𝑘𝑁] × 𝐷𝑠
[𝑚] + 𝑅𝐵.𝑐 [𝑘𝑁] × 𝐷𝑏 [𝑚] + 𝑅𝐻.𝑐 [𝑘𝑁] × 𝐷𝐻
[𝑚]
3.600 [𝑘𝑁𝑚𝑘𝑊ℎ
]
Ecuación 14. Energía requerida para el trayecto de ida.
38
𝐸 𝑣𝑢𝑒𝑙𝑡𝑎 [𝑘𝑊ℎ] =𝑅𝑆.𝑣 [𝑘𝑁] × 𝐷𝑠
[𝑚] + 𝑅𝐵.𝑣 [𝑘𝑁] × 𝐷𝑏 [𝑚] + 𝑅𝐻.𝑣 [𝑘𝑁] × 𝐷𝐻
[𝑚]
3.600 [𝑘𝑁𝑚𝑘𝑊ℎ
]
Ecuación 15. Energía requerida para el trayecto de vuela.
Para calcular el consumo de diésel en un ciclo a través del primer método, en base a
la energía requerida en la ida y vuelta, se utiliza la Ecuación 16.
𝐶𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜[𝑙𝑡] =𝐸𝑖𝑑𝑎 + 𝐸𝑣𝑢𝑒𝑙𝑡𝑎 [𝑘𝑊ℎ]
𝑃𝐶𝐼 [𝑀𝐽𝑘𝑔] × 𝜌 [
𝑘𝑔𝑙𝑡 ] × 𝐹𝑐 [
𝑘𝑊ℎ𝑀𝐽
] × 𝜂[%]
Ecuación 16. Primer método para calcular el consumo de diésel de un CAEX.
Donde:
𝑃𝐶𝐼: 𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟í𝑓𝑖𝑐𝑜 𝑖𝑛𝑓𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 (43 [𝑀𝐽/𝑘𝑔]).
𝜌: Densidad diésel (0,837[kg/lt).
𝐹𝑐 : 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 (3,6 [𝑀𝐽/𝑘𝑊h]).
𝜂: 𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑜𝑚𝑒𝑐á𝑛𝑖𝑐𝑎 (42 [%]).
A partir de las ecuaciones anteriores es posible obtener el consumo energético en un
ciclo de trabajo, ya sea eléctrico y/o diésel según corresponda para cada caso. Luego, al
calcular el número de ciclos por período (Ecuación 17), se multiplica con el gasto energético
en un ciclo para determinar el consumo energético total, como indica la
Ecuación 18.
𝑁° 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜𝑠𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜 =𝑀𝑜𝑣𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑚𝑖𝑛𝑎
𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝐶𝐴𝐸𝑋[𝑡𝑜𝑛
𝑡𝑜𝑛]
Ecuación 17. Número de ciclos que realiza toda la flota de CAEX en un determinado período.
𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑜 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜 × 𝑁° 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜𝑠𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜
Ecuación 18. Consumo energético total por período.
El consumo energético total se define para el caso base y el escenario de trole híbrido
como:
39
Caso base: El consumo de combustible estimado en todos los tramos de transporte de
Antucoya, es decir en los segmentos de subida, horizontal y bajada.
Escenario trole híbrido: La suma del consumo de electricidad en el tramo de subida
cargado y el consumo de combustible diésel en los tramos de subida vacío, bajada y
horizontal. Esto ocurre porque el CAEX obtiene su propulsión de la red de catenarias y
también del motor de combustión interna, pero en distintos segmentos del ciclo de
trabajo.
Como fue mencionado, aparte de estimar el consumo de diésel a través de la curva de
potencia del camión, se evalúa un segundo método, el cual utiliza la siguiente información
entregada por Antucoya:
El costo proyectado de combustibles [𝑈𝑆$/ℎ𝑜𝑟𝑎 ℎ𝑜𝑟ó𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜].
Hora horómetro de los CAEX por período del caso base presupuesto por Antucoya. En
cuanto a la flota de camiones con tecnología trole este parámetro es calculado.
Precio proyectado a largo plazo del diésel [𝑈𝑆𝑆/𝑙𝑡].
Esta información se organiza según lo indica la Ecuación 19 en cada período para
estimar el consumo de diésel para el escenario base y de trole híbrido.
𝐶 [𝑙𝑡] =𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒 𝑦 𝑙𝑢𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒𝑠[𝑈𝑆$/ℎ𝑜𝑟ó𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜] × 𝐻ℎ [
ℎ𝑜𝑟ó𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜 ]
𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙[𝑈𝑆$/𝑙𝑡]
Ecuación 19. Segundo método para calcular el consumo de diésel de un CAEX.
El cálculo de las horas horómetro para el primer escenario tecnológico sigue la norma
de tiempos de Antofagasta Minerals, que según muestra la Figura 17 incluye el tiempo
efectivo de operación, perdidas operacionales y demoras no programadas.
40
Figura 17. Estructura de tiempos de Antofagasta Minerals.
Específicamente las horas horómetro de una flota de CAEX se determina según indica
la Ecuación 20.
𝐻ℎ = 𝑑í𝑎𝑠 [1
𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜] × 𝑁°𝐶𝐴𝐸𝑋𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜 × (24 [
ℎ
𝑑í𝑎] × 𝐷𝑀 × 𝑈𝐸𝐵𝐷 + (𝐷𝑁𝑃 + 𝑃𝑂 − 𝐶𝐶))
Ecuación 20. Horas horómetro de un CAEX por período.
Donde:
𝐷𝑁𝑃: 𝐷𝑒𝑚𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑛𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑔𝑟𝑎𝑚𝑎𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑢𝑛 𝐶𝐴𝐸𝑋 [ℎ]
𝑃𝑂: 𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑢𝑛 𝐶𝐴𝐸𝑋 [ℎ]
𝐶𝐶: 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑢í𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒 [ℎ]
Sin embargo, para calcular el consumo de combustible a través del segundo método
de un CAEX que utiliza tecnología trole, se le debe quitar a la ecuación anterior el tiempo en
que el camión se encuentra conectado a la red de catenarias, como indica la Ecuación 21.
𝐻ℎ∗ [ℎ𝑟] = 𝐻ℎ[ℎ𝑟] −
𝐷𝑝 [𝑘𝑚] × 𝑁°𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜𝑠𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜
𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑠𝑢𝑏𝑖𝑑𝑎 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎𝑑𝑜𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒 [𝑘𝑚ℎ𝑟
]
Ecuación 21. Horas horómetro de un CAEX trole para estimar su consumo de combustible.
41
En el caso del escenario II, solo se necesita estimar el consumo eléctrico de los CAEX
ya que no existe consumo de diésel. Con este fin se calcula la energía que se requiere en un
ciclo y luego se multiplica con la cantidad de ciclos realizados por la flota en un periodo para
obtener el consumo eléctrico total.
El consumo eléctrico en un ciclo de transporte de este escenario se obtiene calculando
previamente el rimpull requerido en cada tramo con las velocidades correspondientes
indicadas en la Tabla 8 y las curvas del camión de la Figura 16. Luego utilizando la
Ecuación 14 y Ecuación 15 se consigue la energía consumida en los trayectos de ida y vuelta
respectivamente. Sin embargo, a la cantidad de energía obtenida anteriormente, se le debe
restar los 16,39 [𝑘𝑊ℎ] que es la energía que aportan los supercondensadores producto del
almacenamiento de energía en el tramo de bajada cargado.
En cuanto al escenario III se estima el consumo eléctrico realizado por las baterías y
también el consumo de hidrógeno de las celdas de combustible. Para calcular ambos
consumos se debe tomar en cuenta la información presentada en la Tabla 5, que indica en
que tramo del ciclo participa cada una de las tecnologías.
En el caso de las baterías, se utiliza la Ecuación 14 y Ecuación 15 para determinar
la energía que consumen en un ciclo, pero sólo para los siguientes trayectos: bajando cargado,
horizontal cargado, horizontal y bajada vacíos. Luego de obtener el gasto eléctrico de las
baterías en un ciclo, se multiplica con el número de ciclos por período para obtener el
consumo total en cada año.
Para determinar el consumo de hidrógeno por período de la flota de CAEX, primero
se calcula la energía que debe almacenarse en hidrógeno (𝐸𝐻2), para ello es necesario conocer
la exigencia energética de operación que requiere cumplir la celda de combustible en un ciclo
y también, las eficiencias del motor eléctrico (𝜂𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟) y de la celda tipo PEM (𝜂𝑃𝐸𝑀). En
cuanto a la energía operacional que suministra la celda, comprende los tramos de subida
cargado, horizontal cargado, horizontal y subida vacíos. Como calcular la energía que debe
almacenarse en hidrógeno se indica en la Ecuación 22.
𝐸𝐻2=
𝐸𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙
𝜂𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 × 𝜂𝑃𝐸𝑀
Ecuación 22. Energía que se requiere almacenar en hidrógeno para la celda de combustible.
42
Luego, con el poder calorífico inferior del hidrógeno (𝑃𝐶𝐼𝐻2), que corresponde a
120 [𝑀𝐽/𝑘𝑔] , se calcula la masa de hidrógeno que se necesita en un ciclo con la
Ecuación 23.
𝑀𝐻2=
𝐸𝐻2
𝑃𝐶𝐼𝐻2
Ecuación 23. Masa de hidrógeno que requiere la celda de combustible.
Finalmente, se obtiene la masa de hidrógeno necesaria por período al multiplicar la
masa de hidrógeno requerida en un ciclo con el número de ciclos realizados por período.
Etapa III: Matriz de costos y estimación económica
Una vez definida la información de las etapas anteriores, como lo es la flota de CAEX
de cada escenario tecnológico y los consumos asociados a diésel, electricidad e hidrógeno
según corresponda, sólo hace falta conocer los costos de los atributos indicados en la
Figura 14 para poder evaluar económicamente cada tecnología.
En vista de esto, en la siguiente etapa se exponen los valores asociados a los CAPEX
y OPEX de cada tecnología para posteriormente calcular su valor actual de costos (VAC), y
de esta forma poder ser comparados entre ellos y también con respecto al caso base.
El único costo de capital considerado para el caso base será el de invertir en CAEX
adicionales según su proyección de flota. Este gasto también es considerado en el resto de
los escenarios conforme a la cantidad de camiones agregados por período. El valor de acuerdo
con información de la empresa se indica en la Tabla 10.
Tabla 10. Costo de un CAEX.
Tipo de costo Unidad Valor
CAEX [𝑀𝑈𝑆$/𝑐𝑎𝑚𝑖ó𝑛] 5,18
Para determinar costos operacionales del caso base y también de los escenarios
tecnológicos según corresponda, se utiliza información entregada por Minera Antucoya para
estimar en cada período los costos de diésel, mantenimiento, neumáticos, mano de obra y
otros. Los costos están en función del horómetro de los CAEX pero no serán informados por
43
confidencialidad, sin embargo, se muestra la proporción que existe entre ellos en el
Gráfico 4.
Gráfico 4. Proporción entre los costos informados por Minera Antucoya.
En relación con los costos asociados al primer escenario tecnológico, para obtener los
costos vinculados a la modificación del camión, al sistema de catenarias, a la subestación
eléctrica y a el mantenimiento se utilizan los datos mostrados en la Tabla 11.
Tabla 11. Costos considerados para la evaluación económica del sistema trole.
Tipo de costo Unidad Valor
Modificación CAEX [𝑀𝑈𝑆$/𝑐𝑎𝑚𝑖ó𝑛] 0,5
Subestación eléctrica (SE) [𝑀𝑈𝑆$/𝑆𝐸] 1,5
Sistema de catenarias [𝑀𝑈𝑆$/𝑘𝑚 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑜] 1,5
Mantención [𝑈𝑆$/𝐻ℎ] Igual al de mantención del CB
Los primeros tres valores indicados en la tabla corresponden a la empresa Siemens,
quien es proveedora de esta tecnología. En cuanto al costo en mantención que aparece en la
misma tabla, es recomendación del Centro Mario Molina. Se considera que el gasto en
mantención de este escenario, que incluye al CAEX y al sistema trole, es igual al del caso
base porque si bien se reduce la mantención del camión principalmente por el menor
consumo de diésel, se deben considerar los costos relacionados al cuidado del sistema de
pantógrafos, la red de catenarias y la(s) subestación(es) eléctrica(s). En consecuencia, para
calcular los costos de mantenimiento del CAEX se ocupa el mismo costo de mantención del
caso base y se multiplica con las horas horómetro en que el camión utiliza el motor de
combustión interna (Ecuación 21). Y para el cálculo del mantenimiento del sistema trole, se
9%
37%
13%3%
38%
Mano de obra
Diésel
Neumáticos
Otros
Mantención
44
utiliza de igual forma el costo de mantenimiento informado por Antucoya, pero esta vez se
multiplica con las horas en que el CAEX se encuentra conectado a la red de catenarias.
Referente a los costos de electricidad y diésel, se calculan multiplicando el consumo
correspondiente con los precios proyectados de estos insumos.
En cuanto al segundo escenario tecnológico, aparte de los primeros tres tipos de
costos indicados en la tabla anterior, se adicionan los de la Tabla 12 que consideran el costo
del pack de baterías que requieren los camiones para cumplir con la exigencia operacional
de Minera Antucoya y también el gasto en mantenimiento del sistema trole eléctrico.
Tabla 12. Costos adicionales considerados para la evaluación económica del escenario trole eléctrico.
Tipo de costo Unidad Valor
Pack de baterías [𝑈𝑆$/𝑘𝑊ℎ] 200
Mantención [𝑈𝑆$/𝐻ℎ] 50% menos al de
mantención del caso base
Respecto al precio del pack de baterías se extrae de un reporte final realizado por la
empresa Siemens de un proyecto de construcción de una milla de red bidireccional de
catenarias para el pilotaje de tres diferentes camiones de 40 toneladas en la ciudad de Carson,
Estados Unidos (Siemens, 2018). En relación con el costo de mantenimiento es referido por
el Centro Mario Molina, explicando que en base a información que disponen existe una
reducción entre un 50 − 70% en los costos de mantenimiento en comparación al CAEX
convencional. Para efectos de la evaluación económica se considera el caso menos favorable,
es decir una reducción del 50% de los costos de mantenimiento.
El costo de las celdas de combustible y el pack de baterías para evaluar el tercer
escenario tecnológico de propulsión de los CAEX se indica en la Tabla 13.
Tabla 13. Costos considerados para la evaluación económica del escenario con celdas de combustible.
Tipo de costo Unidad Valor
Celda de combustible [𝑘𝑈𝑆$/𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑] 115
Pack de baterías [𝑈𝑆$/𝑘𝑊ℎ] 200
Mantención [𝑈𝑆$/𝐻ℎ] Igual al de mantención del CB
45
El valor de la celda de combustible Fcvelocity HD 100 se extrae desde el articulo
denominado “Dimensionamiento óptimo de los elementos de almacenamiento para un
vehículo basado en pilas de combustible, supercondensadores y baterías” (Sampietro et al.,
2019). Respecto al valor de mantención, debido a ser un escenario tecnológico que no se ha
desarrollado y puesto en marcha en CAEX, es un valor desconocido. Si bien el hecho de
contar con baterías y no con la gran cantidad de partes móviles de un motor de combustión
interna facilita el proceso, no se conoce realmente el comportamiento de las celdas de
combustible en vehículos pesados como el Komatsu 930𝐸 − 4. Por ello se supone el mismo
costo de mantención del caso base y se evaluará más adelante, en la sección de sensibilidad
económica, cómo se comportan los gastos totales de este escenario al variar este costo.
Para el cálculo de los costos de electricidad e hidrógeno se multiplica la cantidad de
cada insumo con los precios presupuestos a largo plazo.
Con toda la información expuesta anteriormente, se procede a determinar los valores
asociados al CAPEX y OPEX de cada tecnología para posteriormente, utilizando la
Ecuación 24, calcular su valor actual de costos (VAC) y de esta forma poder ser comparados
entre ellos y evaluar su factibilidad de implementación.
𝑉𝐴𝐶 = 𝐼0 + ∑𝐶𝑡
(1 + 𝑟)𝑡
𝑛
𝑡=1
Ecuación 24. Valor actual de costos.
Donde:
𝐼0: 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙
𝐶𝑡: 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑎𝑙 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜 𝑡
Se considera como supuesto que cada tecnología comienza su operación el 2022 por
lo que los costos de inversión están conformados por el CAPEX hasta ese periodo, es decir:
los costos de modificación en todos los camiones requeridos para ese año, los costos
asociados a celdas de combustibles y packs de baterías, red de catenarias y subestación(es)
eléctrica(s).
46
Sensibilidad económica
Con el fin de observar el comportamiento del valor actual de costos de cada tecnología
con respecto al caso base, se modifican las siguientes variables que repercuten en los costos
operacionales: precios del diésel, precios de la energía eléctrica, precios del hidrógeno y
costos de mantenimiento.
La variación de los precios del diésel y/o energía eléctrica según corresponda para
cada escenario se realizan en base a las proyecciones a largo plazo de Minera Antucoya.
Debido a que los precios de estos insumos estratégicos se encuentran ligados a contratos,
para definir el rango de variación de estos, se examina la data histórica desde el 2016 hasta
el 2020. En particular se estudia la variación anual existente entre los precios reales y los
presupuestos, obteniendo las diferencias mostradas en la Tabla 14.
Tabla 14. Variación de precios de electricidad y diésel entre el valor real y presupuesto.
Período Variación energía eléctrica Variación diésel
[US$/MWh] [%] [US$/lt] [%]
2016 10 11% 0,04 9%
2017 16 13% 0,06 14%
2018 −2 −2% 0,13 27%
2019 −18 −14% 0,01 3%
La tabla anterior indica que el precio real del diésel se ha mantenido sobre el
presupuesto en los últimos cuatro años, alcanzando una variación máxima de un 27%. En
cuanto a la electricidad, el precio real en los dos años anteriores se ha mantenido bajo el
estimado, con una variación máxima de −18%. Tomando en consideración la variación
máxima entre el precio real y el presupuesto de la tabla anterior, se va a desarrollar en el
análisis de sensibilidad una fluctuación de los precios proyectados de diésel y electricidad en
escenarios de ±7% hasta llegar al ±28%.
Por otra parte, para determinar fluctuaciones en los precios de venta del hidrógeno
se utilizará información del reporte Hydrogen Economy Outlook desarrollado por la agencia
47
estadounidense Bloomberg. En este informe se indica la siguiente proyección del precio de
venta del hidrógeno de acuerdo con su fuente de producción:
Figura 18. Proyección de precios del 𝑯𝟐. (Bloomberg New Energy Finance, 2020).
En el gráfico anterior se muestran rangos de precios del hidrógeno en el 2019 y
proyecciones para el 2030 y el 2050. Además, se diferencian rangos según la forma de
producción de hidrógeno, en particular con energía renovable y bajo en emisiones de carbono
a gas natural y carbón.
Para efectos de esta memoria se utiliza el rango de precios de hidrógeno producido
con energía renovable. Con el fin de estimar los precios de venta de cada año hasta el 2041,
que corresponde a cuando finaliza el plan minero de Minera Antucoya, se realizan tres
regresiones lineales considerando los valores máximos, medios y mínimos de los rangos del
2019, 2030 y 2050. Según lo mencionado, los valores obtenidos se indican en el siguiente
gráfico:
48
Gráfico 5. Proyección de precios del hidrógeno.
Los precios de venta conservadores de cada año del gráfico anterior son lo que se
utilizan para estimar el costo de hidrógeno de los CAEX con celdas de combustible, mientras
que los otros dos, son considerados para llevar a cabo el estudio de sensibilidad económica
de este escenario.
En cuanto a la variación del costo de mantenimiento del sistema trole para evaluar
cómo afecta al VAC, se consideran diferentes rangos según el escenario tecnológico.
Para el caso de los CAEX trole híbrido, se mantiene el costo de mantención del
camión ya que este se encuentra relacionado con el ahorro de diésel y se fluctúa el costo de
mantención del sistema trole entre un 75% y un 125% del costo de mantenimiento del caso
base.
Según indica la Tabla 12 para el escenario trole eléctrico se utiliza un 50% del costo
de mantenimiento del caso base, cuyo valor es el más desfavorable del rango referido por el
Centro Mario Molina. Por este motivo, para el análisis de sensibilidad se considera el resto
del rango recomendado, es decir el costo se modifica entre un 30% y un 50% del costo de
mantenimiento del caso base.
Respecto a la variación del costo de mantenimiento del escenario de CAEX con celdas
de combustible se llevará a cabo entre un 30% y un 150% del costo de mantención
considerado. El rango es amplio ya que como se menciona con anterioridad, al ser una
tecnología innovadora no madura en vehículos pesados se desconoce sus efectos en cuanto a
mantenimiento.
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
2018 2022 2026 2030 2034 2038 2042 2046 2050Pre
cio
del
hid
róg
eno
[U
S$/
kg
]
Precio pesimista Precio conservador Precio optimista
49
4.3 Emisiones de carbono
Antes de explicar el mecanismo para calcular la huella de carbono en cada caso, es
importante tener en consideración, que desde un enfoque corporativo los gases de efecto
invernadero se agrupan en 3 alcances:
Emisiones directas (Alcance 1): son aquellas emisiones de GEI que provienen de fuentes
que son propiedad o controladas por la empresa, como por ejemplo, consumo de
combustibles fósiles en fuentes fijas y/o móviles.
Emisiones indirectas por consumo y distribución de energía (Alcance 2): corresponden a
las emisiones GEI asociadas al consumo de electricidad y/o vapor generadas por terceros.
Otras emisiones indirectas (Alcance 3): son aquellas emisiones de gases de efecto
invernadero que no son propiedad ni están controladas por la empresa, como por ejemplo,
transporte de funcionarios, insumos, residuos, entre otros.
Con esto en mente en el caso base y escenarios tecnológicos se tiene lo siguiente:
Caso base: debido al uso de CAEX convencionales que consumen diésel, solo existirán
emisiones pertenecientes al alcance 1.
Escenario I: la utilización de CAEX trole híbridos que consumen diésel y electricidad,
quiere decir que sus emisiones estarán dentro del alcance 1 y 2. Sin embargo, como
Minera Antucoya ocupará energía 100% renovable a partir del 2022, en este escenario no
se consideran emisiones de alcance 2.
Escenario II: no existirán emisiones de GEI para los CAEX trole eléctricos ya que, como
se menciona anteriormente, la energía eléctrica será de origen renovable.
Escenario III: en cuanto a los camiones con celdas de combustible se asume el uso de
hidrógeno verde, por lo que tampoco desarrolla emisiones de carbono.
Para determinar las emisiones de carbono equivalente del caso base y el primer
escenario se utiliza la Ecuación 25, en donde el factor de emisiones corresponde al valor
informado por el Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC) para este
combustible, cuyo valor es 0,03 [𝑡𝑜𝑛 𝐶02𝑒𝑞
𝑙].
50
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑏𝑜𝑛𝑜 [𝐶𝑂2𝑒𝑞] = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑑𝑖é𝑠𝑒𝑙 [𝑙] × 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠
Ecuación 25. Emisiones de carbono equivalente en función del consumo diésel.
51
5 Resultados
5.1 Evaluación técnica
Con el objetivo de determinar la factibilidad técnica del segundo escenario
tecnológico, se calcula la cantidad de baterías que se requieren para cumplir con los
requerimientos energéticos del 2032, cuyo año es el más exigente para las baterías. En la
Tabla 15 se indica según cada tramo de transporte la energía requerida por las baterías en un
ciclo y un turno de operación en Minera Antucoya.
Tabla 15. Energía requerida por las baterías por ciclo y un turno en el período 2032.
Tramo de
transporte
Tecnología
utilizada
Energía almacenada
SC [kWh]
Energía requerida [kWh]
Ciclo Ciclo por
baterías
Turno por
baterías
Bajada vacío SC + B 16,39 56 56 1.226
Subida cargado Trole 0 83 0 0
Bajada cargado B 0 36 36 799
Horizontal cargado SC + B −16,39 110 93 2.051
Horizontal vacío B 0 95 95 2.098
Subida vacío B 0 24 24 534
Con la información de la energía que requieren las baterías en un turno de trabajo y
la energía de la batería comercial de la Tabla 6, se utiliza la Ecuación 1 para determinar la
cantidad de baterías que necesita el CAEX para tener una autonomía de un turno. Los
resultados obtenidos en un ciclo y un turno de trabajo, así como también el peso y volumen
que agregarían las baterías al camión se presentan en la Tabla 16.
Tabla 16. Cantidad de baterías requeridas por el CAEX para tener una autonomía de un ciclo y un turno.
Tiempo N° baterías Peso [ton] Volumen [m3]
Ciclo 7 4 3
Turno 136 73 49
De modo de tener un punto de referencia, se calcula que en el 2032 para el caso base
se tiene un consumo de diésel de 74 [𝑙/𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜]. Considerando que el Komatsu 930E-4 tiene
un estanque de combustible de 4.542 [𝑙] y que se utiliza como control operacional que los
52
camiones carguen combustible cuando tienen alrededor de un 25% de combustible, se estima
que estos tendrían una autonomía aproximada de dos turnos.
Mencionado esto, se observa en la tabla anterior que un CAEX trole eléctrico requiere
tener un pack de 136 baterías de alta energía para tener una autonomía de un turno de 12
horas de operación. Considerando que esta situación exigiría un peso adicional de 73 [𝑡𝑜𝑛],
es decir un 25% de su capacidad de carga, y un volumen de 49 [𝑚3] sobre el camión este
escenario se vuelve no factible técnicamente, ya que no dispone de ese espacio para
transportar baterías.
Desde otro punto de vista, si el camión fuera equipado con una menor cantidad de
baterías, de igual forma el peso adicional reduciría sus velocidades medias y el volumen de
transporte de material podría verse perjudicado. Además al tener una autonomía menor a un
turno se aumentaría el tiempo perdido en cargar las baterías, disminuyendo con esto la
utilización en base a disponible del CAEX y por lo tanto su productividad. Por estas razones
se descarta evaluar económicamente el escenario II en donde se remplaza el motor diésel,
por el sistema trole y baterías.
En cuanto al tercer escenario tecnológico, se selecciona el período 2034 por ser el
más exigente considerando todos los tramos de transporte de Minera Antucoya. Los
resultados de la energía requerida para cada componente del mix energético en un ciclo y un
turno de operación se muestran en la Tabla 17.
Tabla 17. Energía requerida por cada tecnología del mix energético por ciclo y turno en el período 2034.
Tramo de
transporte
Tecnología
utilizada
Energía
SC
[kWh]
Energía requerida[kWh]
Ciclo Ciclo
por FC
Ciclo por
baterías
Turno por
FC
Turno por
baterías
Bajada
vacío SC + B 16,39 98 0 98 0 1.968 Subida cargado FC 0 178 178 0 3.567 0 Bajada
cargado B 0 12 0 12 0 238 Horizontal
cargado SC + B + FC −16,39 96 32 48 638 956 Horizontal
vacío B + FC 0 84 33 50 669 1.003 Subida
vacío FC 0 8 8 0 159 0
53
Para que el CAEX tenga una autonomía de un turno se requiere que las baterías
aporten 4.165 [𝑘𝑊ℎ] y las celdas de combustible 5.032 [𝑘𝑊ℎ]. Con esta información y
utilizando la Ecuación 1 y Ecuación 2 se determina la cantidad requerida de baterías y celdas
de combustibles. Estos resultados en conjunto con el peso y volumen que agregarían al
camión se muestran en la Tabla 18.
Tabla 18. Cantidad de baterías y celdas de combustibles requeridas para tener una autonomía de un turno.
Tecnología N° Peso [ton] Volumen [m]
Baterías 84 45 30
Celdas de combustible 247 69 125
Total 331 114 155
El alto requerimiento energético se debe a que en este periodo se recorren distancias
más largas en comparación al resto de los años del plan minero. Lo cual se traduce en un
mayor número de baterías y celdas de combustible para cumplir con el ciclo operacional. Al
igual que en el segundo escenario tecnológico, no es factible técnicamente pensar en utilizar
CAEX con celdas de combustible debido al peso y volumen que significa instalar la
tecnología necesaria para reemplazar en un 100% al diésel.
5.2 Evaluación económica
En consecuencia de los resultados del análisis técnico, en esta sección se presentan
los resultados obtenidos para el primer escenario tecnológico, el cual es evaluado desde el
2022.
Etapa I: Estimar la flota de CAEX
Debido a que la flota de camiones con tecnología trole podría tener variaciones con
respecto al caso base producto de su mayor velocidad en subida, se calcula el número de
camiones trole por período con la metodología descrita en el capítulo anterior.
Con el fin de corroborar que la metodología se ajusta al número de camiones
proyectado por Minera Antucoya si se utiliza información del caso base, se calcula la flota
54
de CAEX con este mecanismo, obteniéndose el Gráfico 6. En el Anexo D se detallan los
resultados intermedios para calcular la cantidad de camiones, esto incluye: parámetros de
carguío y tiempos de carguío ponderado, distancias ponderadas de ida y vuelta según cada
tramo, el tiempo de ciclo y la productividad de los CAEX.
Gráfico 6. Comparación de flota de camiones entre el caso base y el calculado a través de la metodología.
En el gráfico se observa que la metodología para calcular el número de CAEX diverge
levemente en algunos períodos, lo cual se debe principalmente a las estimaciones realizadas
en el cálculo de las distancias entre el punto de carguío y los destinos de descarga. De esta
forma como las distancias no son iguales se generan discrepancias en los tiempos de ida y
vuelta. A excepción del cuarto trimestre del 2022, en los períodos en que existe diferencia
es por un solo camión. Además, existe el margen suficiente para ajustarse a la flota del caso
base aumentando o disminuyendo levemente la utilización en base a disponible, sin superar
el máximo proyectado por Minera Antucoya. Por estos motivos y porque en general la
metodología utilizada sigue el patrón, se considera apta para ser utilizada en la estimación de
la flota de camiones con tecnología trole.
En el Gráfico 7 se muestran la flota de camiones con sistema trole por período,
obtenida al modificar la velocidad de subida cargado según indica la Tabla 8, y también la
cantidad de CAEX proyectada en el caso base. En Anexos se detalla los resultados del tiempo
de ciclo en cada período y la productividad de los CAEX trole en la Tabla A7 y Tabla A8
respectivamente.
0
5
10
15
20
25
N°
CA
EX
Validación metodología Caso base Antucoya
55
Gráfico 7. Comparación de flota de CAEX entre el escenario I y el caso base de Minera Antucoya.
Al comparar la flota trole con el caso base en el gráfico anterior, se observa que
existen períodos en que se requiere una menor cantidad de CAEX debido al uso de la
tecnología. Esto confirma que la extensión y mayor velocidad de los CAEX en la sección de
catenarias, genera un aumento de productividad suficiente en algunos años para requerir
menos camiones para cumplir con el movimiento mina. Incluso, el escenario trole requiere
máximo 19 CAEX para ejecutar el plan minero, es decir uno menos que el proyectado por
Minera Antucoya.
Es relevante destacar que la tecnología trole puede usarse como máximo hasta el
período 2036 , ya que posterior a ese año sólo existe movimiento de mineral desde el
stockpile al chancador. Inclusive en 2036 sólo el 16% del material transportado, equivalente
a 5,5 [𝑀𝑡𝑜𝑛], proviene de la mina.
A modo de cuantificar cuanto fue el incremento en la productividad al comparar un
CAEX del escenario trole y el caso base, se muestra en el Gráfico 8 la diferencia de
rendimiento por período en toneladas y porcentaje. En Anexos se detallan estos valores en la
Tabla A9.
0
5
10
15
20
25
N°
CA
EX
Trole Caso base
56
Gráfico 8. Diferencia de producción de un CAEX al comparar el escenario trole con el caso base.
El aumento de productividad de un solo CAEX por período con tecnología trole al
compararlo con uno convencional tiene relación con los tiempos de ciclos estimados para
ambos escenarios. Es decir, en 2031 se alcanza el máximo aumento de productividad de
452 [𝑘𝑡𝑜𝑛] debido a que en ese período existe la máxima diferencia entre el tiempo de ciclo
del caso base con respecto al escenario trole. En promedio la productividad de un solo CAEX
aumenta en 244 [𝑘𝑡𝑜𝑛], equivalente a un 6%.
Etapa II: Estimar el consumo de combustible y electricidad
Con la flota de camiones definida para el escenario trole se estima el consumo de
energía eléctrica y diésel. Además, se estima el consumo de combustible del caso base
presupuesto por Minera Antucoya para posteriormente evaluar ahorros en diésel y reducción
de emisiones contaminantes.
Para estimar el consumo de electricidad y diésel, a través del primer método, en un
comienzo se calcula la fuerza rimpull en las ruedas del CAEX en cada tramo utilizando las
curvas de potencia del camión, el perfil de velocidades y las distancias ponderadas por
períodos de los tramos de transporte. En la Tabla 19 se muestran los resultados obtenidos
para los CAEX con sistema trole híbrido y también para los del caso base.
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036
Dif
eren
cia
de p
rod
ucti
vid
ad
[kto
n]
Diferencia de prod. trole vs CB [kton] Diferencia de prod. trole vs CB [%]
57
Tabla 19. Fuerza rimpull en cada tramo y condición de carga para el caso base y escenario trole.
Condición CAEX Caso base Trole híbrido
Rimpull [ton] Rimpull [kN] Rimpull [ton] Rimpull [kN]
Subida cargado 51 502 42 412
Bajada cargado 33 319 33 319
Horizontal cargado 21 203 21 203
Subida vacío 22 213 22 213
Bajada vacío 28 277 28 277
Horizontal vacío 18 177 18 177
En la tabla es posible observar que en ambos escenarios sólo cambia el rimpull en el
tramo de subida, esto se debe a que como se menciona anteriormente, lo único que se
modifica en el primer escenario tecnológico es la velocidad de subida cuando el CAEX sube
al conectarse a la red de catenarias.
Con el rimpull y las distancias ponderadas por período se determina la energía
consumida en un ciclo de trabajo de un CAEX utilizando la Ecuación 14 y Ecuación 15,
para posteriormente calcular el consumo de diésel según el primer método con la
Ecuación 16. La Tabla 20 muestra los valores de los consumos energéticos con tecnología
trole por período segregados en los distintos perfiles de transporte. En cuanto a los consumos
para el escenario base se detallan en el Anexo E.
Tabla 20. Consumos energéticos por período en un ciclo de trabajo de un CAEX con tecnología trole.
Período Energía por ciclo [kWh] Consumo Combustible por ciclo [L]
Subida Horizontal Bajada Total Subida Horizontal Bajada Total
2022 𝑄1 122 144 87 353 29 34 21 84
2022 𝑄2 122 144 87 353 29 34 21 84
2022 𝑄3 122 144 87 353 29 34 21 84
2022 𝑄4 122 144 87 353 29 34 21 84
2023 𝐻1 149 163 107 419 35 39 25 100
2023 𝐻2 149 163 107 419 35 39 25 100
2024 𝐻1 134 189 108 431 32 45 26 103
2024 𝐻2 134 189 108 431 32 45 26 103
2025 119 182 94 395 28 43 22 94
2026 131 161 96 388 31 38 23 92
2027 75 183 62 320 18 44 15 76
2028 63 183 47 292 15 44 11 70
2029 89 151 63 302 21 36 15 72
2030 106 192 86 384 25 46 20 91
58
2031 97 174 80 351 23 41 19 84
2032 107 205 92 404 26 49 22 96
2033 105 186 81 373 25 44 19 89
2034 154 180 110 444 37 43 26 106
2035 98 291 100 488 23 69 24 116
2036 19 88 19 126 5 21 5 30
2037 6 57 9 71 1 13 2 17
2038 5 39 8 52 1 9 2 12
2039 8 48 12 69 2 11 3 16
2040 7 44 10 62 2 11 2 15
2041 8 47 12 67 2 11 3 16
Al multiplicar la energía requerida y consumo de diésel por ciclo con el número de
ciclos por período, se calcula el consumo energético para el caso base y trole en cada período,
cuyos resultados se indican en anexos en la Tabla A11.
El consumo de energía eléctrica por periodo del primer escenario tecnológico se
muestra en el Gráfico 9.
Gráfico 9. Consumo de energía eléctrica por periodo en el primer escenario tecnológico.
La fluctuación en el consumo del gráfico anterior depende del rimpull y las distancias
en el tramo de subida cargado, sin embargo, ya que se asume una velocidad única y por ende
el rimpull es constante en un determinado tramo, es la distancia ponderada la variable
directamente proporcional al consumo eléctrico en cada periodo.
Los resultados del cálculo de consumo de combustible a través del segundo método
se indica en la Tabla A12. Con el fin de seleccionar aquel método de estimación de diésel
con la mayor exactitud al consumo real, se comparan en el Gráfico 10 los valores de ambos
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036
Co
nsu
mo
elé
ctri
co [
MW
h]
59
mecanismos con el consumo de combustible del 2019 , correspondiente a 15 camiones
Komatsu 930𝐸 − 4 de Minera Antucoya.
Gráfico 10. Estimaciones de consumo de diésel del caso base.
Del gráfico anterior se evidencia que el método 1 proyecta en la mayoría de los
periodos mayor consumo de diésel en comparación al método 2 , específicamente entre
ambos existe una diferencia total de consumo de 74.101 [𝑚3]. El objetivo de comparar
ambas estimaciones con el consumo de diésel 2019, es considerar los órdenes de magnitud
que existe entre el número de camiones y el consumo de diésel, de modo de visualizar si
existe una sobreestimación del consumo. Con esto en mente en 2033 por ejemplo, el primer
método estima un consumo de 28.449 [𝑚3] para 20 CAEX, y según información del
Gráfico A3 se muestra un consumo de 28.119 [𝑚3] en el 2019 de Minera Zaldívar para 33
CAEX del mismo modelo. Naturalmente son condiciones de operación diferentes, pero
denota que existe una gran diferencia entre el número de camiones y el consumo diésel.
Por estos motivos y debido a que el método 2 estima consumos más razonables en
ordenes de magnitud en función de las horas horómetro de los CAEX, se utilizará este
mecanismo para proyectar el consumo de diésel del caso base y para el escenario trole.
Con el mecanismo definido para determinar el consumo de diésel, se calcula para el
primer escenario tecnológico cuanto es su consumo de combustible porcentual por período,
el cual se muestra en el Gráfico 11.
0
5
10
15
20
25
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
N°
CA
EX
cas
o b
ase
Co
nsu
mo
dié
sel [
m3
]
Método 1 Método 2 Diésel Antucoya 2019 (15 CAEX) N°CAEX CB
60
Gráfico 11. Porcentaje del consumo diésel por período del escenario trole.
En el primer escenario tecnológico existe una reducción máxima en el consumo de
diésel de un 21% en el 2023 y 2034, y un consumo promedio de un 85% desde el 2022 al
2036. Se considera sólo hasta el 2036 ya que a partir del año siguiente sólo se proyecta
mover material desde el stockpile al chancador, razón por la cual no se utiliza la red de
catenarias del sistema trole y el consumo de combustible de la flota de camiones es un 100%.
Cabe mencionar que los consumos de diésel indicados en el gráfico anterior son
obtenidos al utilizar un máximo de 1,2 [𝑘𝑚] de catenarias en la subida de la rampa de acceso,
naturalmente si la extensión fuera mayor se reduciría aún mas el consumo de diésel, pero
esto depende netamente del diseño del rajo.
Etapa III: Matriz de costos y estimación económica
Tomando en cuenta los atributos considerados para el cálculo de los costos de
operación y gastos de capital indicados en la Figura 14 y la metodología planteada en el
capítulo anterior se procede a comparar los costos existentes entre el escenario trole y el caso
base.
Referente a los resultados de los distintos componentes del CAPEX y OPEX por
período para el caso base y el primer escenario tecnológico se detallan en el Anexo F. En
particular se observa en la Tabla A13 que existe una inversión de 12 [𝑀𝑈𝑆$] para poner en
marcha la flota de CAEX con el sistema trole, este monto incluye la modificación de los 18
camiones que se requieren desde el primer trimestre del 2022, la construcción de 1 [𝑘𝑚] de
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Co
nsu
mo
de
dié
sel [
%]
61
catenarias y una subestación eléctrica. La distribución de estos atributos en el CAPEX de
este escenario se muestra en el Gráfico 12. Hay que destacar que se considera una
subestación ya que en base a información de uno de los proveedores de la tecnología, se
recomienda una subestación entre 1 a 1,5 kilómetros aproximadamente de línea de trole, y
en el escenario I se tiene una extensión máxima de 1,2 [𝑘𝑚] de catenarias para cumplir con
las distancias ponderadas en el tramo de subida cargado.
Gráfico 12. Distribución total del CAPEX en el primer escenario tecnológico.
También en anexos está la Tabla A14 y Tabla A15 que especifican los costos
operacionales en cada período, asociados al caso base y al primer escenario tecnológico
respectivamente. En el Gráfico 13 se precisa la distribución porcentual de los costos totales
de operación según los atributos que lo componen.
a)
b)
Gráfico 13. Distribución del OPEX en a) el caso base y b) el primer escenario tecnológico.
29%
53%
10%
8%
CAEX adicional
Modificación CAEX
Sistema de Catenarias
Sub estación eléctrica
37%
38%
13%
9%3%
Diésel Mantención NeumáticosMano de obra Otros
7%
31%
37%
13%
9%3%
Electricidad Diésel MantenciónNeumáticos Mano de obra Otros
62
Al comparar los distintos atributos que componen los gastos operacionales, se obtiene
un ahorro de 16,4 [𝑀𝑈𝑆$] del escenario trole híbrido con respecto al caso base, distribuidos
según indica el Gráfico 14. En cuanto al detalle del ahorro en cada período se muestran en
la Tabla A16.
Gráfico 14. Ahorro en OPEX del escenario I al compararlo con el caso base.
Los ahorros obtenidos en el gráfico anterior se relacionan directamente con las
91.795 horas horómetro menos entre el escenario trole y el caso base para cumplir con el
plan minero desde el 2022 al 2041. Esta diferencia de horas se debe a la menor cantidad de
CAEX que se necesitan por período en el primer escenario tecnológico para cumplir la
producción proyectada por Minera Antucoya.
Ya que la diferencia relativa entre los precios de diésel y energía eléctrica es una de
las variables relevantes para la evaluación del sistema trole, se presenta en el Gráfico 15 la
comparación de los costos asociados a los consumos energéticos entre el primer escenario
tecnológico y el caso base.
Gráfico 15. Comparación de costos asociados a los consumos energéticos entre el escenario I y el caso base.
0.1
9.8
3.3 2.4 0.9
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Consumoenergético [MUS$]
Mantención[MUS$]
Neumáticos [MUS$] Mano de obra[MUS$]
Otros [MUS$]Ah
orr
o e
scen
ario
I [
MU
S$]
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
16.0
Co
sto
[M
US$
]
Diésel escenario I Electricidad escenario I Diésel caso base
63
En el gráfico anterior queda en evidencia que existe un ahorro en costos asociados al
consumo de diésel debido a no utilizar el motor de combustión interna en el trayecto de
subida cargado, sin embargo, al agregarle los costos vinculados a la energía eléctrica utilizada
por el CAEX trole cuando se conecta a la red de catenarias, no se observan grandes
diferencias. En concreto, entre 2022 y 2041 existe un ahorro de 59.926 [𝑈𝑆$] al comparar
el consumo energético del primer escenario tecnológico con el caso base. Cabe mencionar
que esta diferencia ocurre con los precios proyectados a largo plazo por Minera Antucoya,
más adelante en el análisis de sensibilidad económica se evaluará cómo se comportan los
costos energéticos al variar los precios del diésel y energía eléctrica.
Con la información de los gastos de capital y operación en cada período del caso base
y del escenario trole híbrido, se calcula el VAC con una tasa de interés del 8%, cuyos
resultados se presentan en la en la Tabla 21.
Tabla 21. CAPEX, OPEX y VAC por período para el caso base y escenario trole híbrido.
Período
Caso base Antucoya Escenario I
CAPEX
[MUS$]
OPEX
[MUS$]
TOTAL
[MUS$]
VAC
[MUS$]
CAPEX
[MUS$]
OPEX
[MUS$]
TOTAL
[MUS$]
VAC
[MUS$]
𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 12,0 12,0 12,0
2022 5,2 28,9 34,1 31,5 28,6 28,6 26,5
2023 30,8 30,8 26,4 0,3 31,3 31,6 27,1
2024 32,6 32,6 25,9 31,8 31,8 25,2
2025 5,2 35,1 40,3 29,6 5,7 34,1 39,7 29,2
2026 35,6 35,6 24,2 35,0 35,0 23,8
2027 31,8 31,8 20,0 30,8 30,8 19,4
2028 30,8 30,8 18,0 29,6 29,6 17,3
2029 31,8 31,8 17,2 31,2 31,2 16,8
2030 34,8 34,8 17,4 33,0 33,0 16,5
2031 33,4 33,4 15,5 30,8 30,8 14,2
2032 36,0 36,0 15,4 33,4 33,4 14,3
2033 33,7 33,7 13,4 32,9 32,9 13,1
2034 34,6 34,6 12,7 32,5 32,5 12,0
2035 24,8 24,8 8,4 23,9 23,9 8,1
2036 6,2 6,2 2,0 6,6 6,6 2,1
2037 6,5 6,5 1,9 6,4 6,4 1,9
2038 6,1 6,1 1,7 5,8 5,8 1,6
2039 6,5 6,5 1,6 6,3 6,3 1,6
2040 6,4 6,4 1,5 6,0 6,0 1,4
2041 2,2 2,2 0,5 2,1 2,1 0,5
64
𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 10,4 488,3 498,7 284,7 18,0 471,9 489,9 284,5
Al comparar el valor actual de costos se evidencia un ahorro de 146.609 [𝑈𝑆$] en el
escenario I con respecto del caso base. Este resultado representa que la inversión y el
desarrollo del escenario trole híbrido, es apenas compensada por:
Utilizar en la mayoría de los períodos una menor cantidad de camiones, necesitando un
máximo de 19 camiones para ejecutar el plan minero, es decir uno menos que el
proyectado por Minera Antucoya.
Ahorrar 59.926 [𝑈𝑆$] en la propulsión de los CAEX trole. Este valor es bajo si se
compara con el nivel de inversión, y más aún cuando estos dependen de los costos
relativos de energía eléctrica y diésel, que es uno de los factos claves al momento de
determinar rentabilidades positivas en la tecnología trole.
Las 91.795 horas horómetro menos entre el escenario trole y el caso base desde el 2022
al 2041, que conllevan a un ahorro de 7,9 [𝑀𝑈𝑆$] en costos operacionales con la tasa de
interés aplicada.
El ahorro por período comparando el VAC del caso base con el escenario trole y el ahorro
acumulado para determinar el año en que se retorna la inversión se muestran en la
Tabla 22.
Tabla 22. Ahorro por período y acumulado del primer escenario tecnológico con respecto al caso base.
Período VAC caso base
[MUS$]
VAC Escenario
trole [MUS$]
Ahorro
[MUS$]
Ahorro acumulado
[MUS$]
Inversión 12,00 −12,00 −12,00
2022 31,54 26,52 5,02 −6,98
2023 26,39 27,09 −0,69 −7,68
2024 25,86 25,21 0,65 −7,03
2025 29,59 29,22 0,38 −6,65
2026 24,20 23,84 0,36 −6,29
2027 20,03 19,38 0,64 −5,65
2028 17,98 17,29 0,69 −4,96
2029 17,16 16,84 0,32 −4,64
2030 17,41 16,50 0,91 −3,73
2031 15,46 14,25 1,21 −2,52
2032 15,42 14,31 1,11 −1,41
2033 13,39 13,05 0,34 −1,07
65
2034 12,71 11,97 0,74 −0,33
2035 8,43 8,12 0,31 −0,02
2036 1,97 2,07 −0,10 −0,12
2037 1,90 1,87 0,03 −0,09
2038 1,66 1,57 0,09 0,01
2039 1,63 1,58 0,04 0,05
2040 1,47 1,38 0,09 0,14
2041 0,46 0,45 0,01 0,15
Con el apoyo de la tabla anterior se calcula que el retorno de la inversión de
12 [𝑀𝑈𝑆$] se produce a los 16,9 años de iniciado el proyecto, es decir en el período 2038.
Sensibilidad económica
Los resultados de comparar los costos a través del VAC que existen entre la
tecnología trole híbrida y el caso base al fluctuar los precios proyectados por Minera
Antucoya de energía eléctrica y diésel se muestran en el Gráfico 16 y sus valores se detallan
en el Anexo G. En el centro del eje derecho del gráfico se indica el precio de diésel
proyectado, hacia arriba representa un aumento en el precio proyectado hasta llegar a un 28%
y hacia abajo una disminución del valor hasta alcanzar una reducción del 28%. La misma
lógica se mantiene en el eje inferior, pero con el precio de la energía eléctrica.
Gráfico 16. Diferencia de VAC entre el caso base y el escenario I en función de los precios de diésel y la
electricidad.
D-28%
D-21%
D-14%
D-7%
DP
D+7%
D+14%
D+21%
D+28%
Pre
cio
dié
sel
Dif
eren
cia
VA
C t
role
híb
rid
o
ver
sus
caso
bas
e [M
US$
]
Precio electricidad
10.0-15.0
5.0-10.0
0.0-5.0
-5.0-0.0
-10.0--5.0
-15.0--10.0
66
Según lo esperado, los resultados indican que la condición más favorable se
desarrollaría cuando se incrementa la diferencia relativa entre los insumos energéticos, es
decir en el caso que el precio del diésel aumenta un 28% y el precio de la electricidad
disminuye en un 28%. Por el contrario, el escenario más adverso ocurriría si el precio del
diésel disminuye en un 28% y el precio de la electricidad aumenta en el mismo porcentaje.
En concreto la diferencia al comparar el valor actual de los costos entre el escenario trole
híbrido y el caso base se encuentra entre 11,6 [𝑀𝑈𝑆$] y −11,3 [𝑀𝑈𝑆$].
En la Tabla 23 se presenta la diferencia que existe al comparar el gasto total de diésel
del caso base con el costo asociado al consumo de diésel y energía eléctrica del escenario
trole híbrido en función de la variación de los precios proyectados de estos insumos.
Tabla 23. Diferencia de consumo energético entre el caso base y el escenario I en función de los precios de
energía eléctrica y diésel.
Diferencia consumo energético [MUS$]
E-28% E-21% E-14% E-7% EP E+7% E+14% E+21% E+28%
D-28% 0,0 -2,3 -4,6 -7,0 -9,3 -11,7 -14,0 -16,3 -18,7
D-21% 2,4 0,0 -2,3 -4,6 -7,0 -9,3 -11,7 -14,0 -16,3
D-14% 4,7 2,4 0,1 -2,3 -4,6 -7,0 -9,3 -11,7 -14,0
D-7% 7,1 4,7 2,4 0,1 -2,3 -4,6 -7,0 -9,3 -11,6
DP 9,4 7,1 4,7 2,4 0,1 -2,3 -4,6 -7,0 -9,3
D+7% 11,8 9,4 7,1 4,7 2,4 0,1 -2,3 -4,6 -7,0
D+14% 14,1 11,8 9,4 7,1 4,7 2,4 0,1 -2,3 -4,6
D+21% 16,5 14,1 11,8 9,4 7,1 4,8 2,4 0,1 -2,3
D+28% 18,8 16,5 14,1 11,8 9,4 7,1 4,8 2,4 0,1
En el Gráfico 17 se indican los resultados del VAC al fluctuar el costo de mantención
del sistema trole híbrido entre un 75% y un 125% del costo de mantenimiento del caso base.
67
Gráfico 17. Diferencia del VAC entre el caso base y el escenario I en función del costo de mantenimiento.
En el gráfico anterior se observa que, si el costo de mantenimiento del escenario trole
híbrido fuera un 100% del costo de mantención del caso base, naturalmente se obtiene el
VAC obtenido en la evaluación económica de este escenario, es decir 146.609 [𝑈𝑆$] .
También se muestra la tendencia que si el costo de mantenimiento trole es mayor del 105%,
se generan pérdidas económicas al implementar esta nueva tecnología, específicamente esto
empieza a ocurrir cuando el costo alcanza un 101% con respecto a la mantención del caso
base. Además se advierte que si respecto al costo de mantención considerado en la evaluación
económica, este disminuye un 5%, existe una diferencia de 730.647 [𝑈𝑆$] , es decir el
ahorro entre el escenario trole y el caso base se incrementa un 498%. Este valor representa
lo influyente que es el costo de mantención para determinar si es factible desarrollar este
proyecto, lo cual se evidencia también en el Gráfico 13 que muestra la distribución de los
costos operacionales.
5.3 Emisiones de carbono
Con la información del consumo de diésel del caso base y el escenario trole híbrido,
se utiliza la Ecuación 25 para determinar las emisiones de gases de efecto invernadero.
En total en el caso base se consumen 325.934 [𝑚3] de diésel y en el primer escenario
tecnológico 265.940[𝑚3] , lo que equivale a emitir 977.476 [𝑡𝑜𝑛] y 797.554 [𝑡𝑜𝑛] de
-3.5-2.8
-2.0-1.3
-0.6
0.10.9
1.62.3
3.13.8
-5
-4
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
5
125% 120% 115% 110% 105% 100% 95% 90% 85% 80% 75%
Dif
eren
cia
VA
C t
role
híb
rid
o
vs c
aso
bas
e [M
US$
]
Costo de mantenimiento trole híbrido vs el caso base [%]
68
carbono equivalente respectivamente. Por lo tanto, utilizar la asistencia de trole reduce la
huella de carbono en 179.922 [𝑡𝑜𝑛 𝐶𝑂2𝑒𝑞] , es decir bajan las emisiones en un 18%.
En el Gráfico 18 se muestran las emisiones de carbono por período de cada caso. En
él es posible observar que existe una reducción evidente en emisiones hasta el 2035. Luego
las diferencias son más pequeñas, ya que en 2036 se reduce sólo en un 3% el consumo de
diésel y desde el 2037 hasta 2041 no se utiliza la red de catenarias.
Gráfico 18. Emisiones GEI por período del caso base y el primer escenario tecnológico.
010,000
20,000
30,00040,000
50,000
60,00070,000
80,000
Em
isio
nes
[tC
O2
e]
Caso base Escenario I
69
6 Conclusiones y recomendaciones
6.1 Conclusiones generales
Motivado por contribuir a la reducción de gases de efecto invernadero asociado a la
minería en Chile y aportar con nuevas opciones de transporte a Antofagasta Minerals que
puedan ser consideradas para cumplir con sus exigencias internas y externas, se indaga en
opciones tecnológicas disponibles en el mercado.
Se escoge a los camiones de extracción como equipo de interés para evaluar las
distintas opciones tecnológicas ya que según los consumos de diésel 2019 de Antofagasta
Minerals, 219.348 [𝑚3] equivalente a 67% lo consumen estos equipos. Por lo que se
considera imprescindible para la empresa alguna ruta que involucre la transformación de la
propulsión de los CAEX para cumplir con su meta de carbono neutralidad al 2050.
De la revisión de opciones tecnológicas destaca el hidrógeno y la asistencia de trole.
En cuanto al hidrógeno, corresponde a un vector energético con múltiples aplicaciones, una
de ellas en transporte, y que debido a la posibilidad de producirse a partir de fuentes
renovables, se posiciona como una de las grandes opciones para transformarse en el
combustible del futuro. En particular existen tres mecanismos principales para utilizar el
hidrógeno como fuente de energía, los cuales son: ser quemado directamente en motores de
combustión, emplearse como mezcla con combustibles convencionales (diésel y gas natural)
y en celdas de combustible.
La empresa canadiense Dynacert ofrece inyectar en CAEX hasta un 15% en volumen
de hidrógeno a través de su producto denominado Hydragen. Sin embargo, debido al estudio
expuesto en la revisión bibliográfica se pierde el interés de esta tecnología como una opción
a evaluar en la memoria. Ya que si bien sus resultados revelan una reducción de las emisiones
de dióxido de carbono a medida que aumenta el porcentaje de hidrógeno en la combustión,
también se indica una reducción en la potencia del motor y un incremento de las emisiones
tipo 𝑁𝑂𝑥.
En cuanto a las celdas de combustible, son los dispositivos más eficaces
energéticamente para extraer energía de combustibles, alcanzando un 60% de eficiencia e
inclusive más con cogeneración, mientras que un motor de combustión interna usualmente
70
genera electricidad a eficiencias entre 33% − 35%. Otra de las ventajas que destacan esta
tecnología es que no genera emisiones de gases de efecto invernadero, debido a su diseño es
altamente escalable, no tiene piezas móviles y su tiempo de repostaje es similar al diésel. Si
bien las celdas de combustible no necesitan incorporar un generador eléctrico, por lo que se
reduce el tamaño y cantidad de componentes para la propulsión, necesitan el apoyo de
baterías y/o supercondensadores que poseen mayor densidad de potencia para aquellos
tramos operacionales del equipo móvil con cambios repentinos en el requerimiento
energético. Sin embargo, la incorporación de un mix energético como este, otorga la
oportunidad de establecer una dinámica de freno regenerativo, en que se aprovecha esa
energía almacenándola en los supercondensadores.
En lo que respecta a CAEX aún no existe un modelo comercial disponible, pero si
existe el desarrollo de un prototipo entre Anglo American y Engie, dónde modifican un
camión de extracción convencional con tanques de hidrógeno y baterías.
La asistencia de trole en CAEX es una tecnología ampliamente probada,
principalmente en minas de África y Estados Unidos, con un proveedor como Siemens con
más de 40 años de experiencia. Además desde principios del 2020 otras empresas como
Caterpillar e Hitachi han puesto sus productos en el mercado para algunos de sus camiones,
en respuesta del creciente interés de esta tecnología.
El sistema trole involucra un alto costo de inversión, sin embargo se puede ver
compensado por los beneficios que otorga. Entre ellos, el aumento de la productividad de los
camiones por ciclo, la disminución de los costos de operación y mantenimiento asociados al
CAEX y también la reducción de la huella de carbono por el menor consumo de diésel.
6.2 Conclusiones específicas
En base a las opciones tecnológicas se plantean tres escenarios que se estudian en las
condiciones operacionales de Minera Antucoya. En el primero, los CAEX utilizan la
tecnología trole en el tramo de subida cargado y en los demás el sistema convencional de
propulsión mediante un motor de combustión interna (ICE). En el segundo, los CAEX
utilizan la tecnología trole en el mismo tramo que el caso anterior, pero se reemplaza el ICE
71
por supercondensadores y un banco de baterías. Y en el tercero, los CAEX disponen de un
mix de tecnologías que incluye celdas de combustibles, baterías y supercondensadores.
En conclusión para el primer escenario tecnológico, se observa que con la instalación
de un sistema trole que estaría operativo desde el 2022 al 2036 y que involucra una
inversión de 12 [𝑀𝑈𝑆$] que incluye la modificación total de la flota de camiones, un sistema
de catenarias en la rampa de acceso y una subestación eléctrica, permite cumplir el
movimiento mina con una flota de camiones menor en la mayoría de los períodos en
comparación a lo proyectado por Minera Antucoya, alcanzando un máximo de 19 CAEX, es
decir uno menos que en el caso base. Esto es la consecuencia de un incremento en la
productividad de los CAEX al aumentar su velocidad un 22% de 12,5 [𝑘𝑚/ℎ] a
15,3 [𝑘𝑚/ℎ] en el trayecto de subida cargado, obteniendo como resultado un aumento de
productividad promedio de 253 [𝑘𝑡𝑜𝑛] por período y camión.
Producto del sistema trole existe una reducción promedio en el consumo de diésel de
un 15% entre el 2022 al 2036 . En total disminuye el consumo en 59.994 [𝑚3] de
combustible en comparación al caso base, lo que se traduce en bajar la huella de carbono en
un 18%, equivalente a 179.922 [𝑡𝑜𝑛 𝐶𝑂2𝑒𝑞]. De igual forma, por el uso de una menor
cantidad de CAEX en comparación al caso base, se genera un ahorro de 16,4 [𝑀𝑈𝑆$] en
gastos operacionales que incluye el consumo energético, mantención, neumáticos, mano de
obra y otros. En particular 9,8 [𝑀𝑈𝑆$] del ahorro corresponden a gastos de mantención, esto
a pesar de mantener los costos del caso base para el mantenimiento de los CAEX y los
componentes del sistema trole. En cuanto al gasto en consumo energético del primer
escenario tecnológico es 59.926 [𝑈𝑆$] más económico que el caso base, es decir el ahorro
en diésel es apenas compensado al incluir los costos de consumo eléctrico.
Con la inversión, los gastos de capital y operacionales mencionados se compara el
valor actual de costos del primer escenario tecnológico con el caso base y se obtiene un ahorro
de 146.669 [𝑈𝑆$], obteniéndose el retorno de la inversión a los 16,9 años de iniciado el
proyecto. En conclusión el ahorro es muy bajo en comparación a la inversión de 12 [𝑀𝑈𝑆$]
y la cantidad de años para el retorno de la inversión confirma el riesgo de la implementación
de este escenario. El análisis de sensibilidad económica demuestra lo determinante que
pueden ser los precios de los insumos energéticos y el costo de mantenimiento del sistema
72
trole en el ahorro del escenario tecnológico, por lo que entre más robustos sean estos valores
más exacto será el ahorro obtenido.
En concreto, entre mayor sea el precio de diésel y menor el de electricidad, más
conveniente será implementar CAEX con sistema trole. Según los rangos de precios
evaluados, el máximo ahorro es de 11,6 [𝑀𝑈𝑆$] cuando el combustible sube un 28% con
respecto a lo proyectado y la electricidad baja un 28%. Por otro lado si el precio del diésel
baja un 28% y la electricidad sube en el mismo porcentaje, el escenario trole híbrido sería
11,3 [𝑀𝑈𝑆$] más costoso que el caso base. Referente al mantenimiento, si el costo
disminuye tan sólo un 5% respecto a lo considerado para la evaluación económica, el ahorro
se incrementa en 583.978 [𝑈𝑆$].
Respecto al segundo y tercer escenario tecnológico se concluye que no son factibles
de implementar bajo los requerimientos energéticos de Minera Antucoya. A pesar de utilizar
una batería y celda de combustible de alta capacidad energética, se necesitan una cantidad de
ellas imposible de considerar debido a el peso y volumen que agregan al CAEX. En particular
para el escenario II se necesitarían 136 baterías de 99 [𝑘𝑊ℎ] para tener una autonomía de
un turno, lo que equivale a 73 [𝑡𝑜𝑛] y 49 [𝑚3] . Mientras que para el escenario III se
requerirían 84 baterías y 247 celdas de combustibles, lo que en total se traduce en equipar a
los camiones con un peso y volumen adicional de 114 [𝑡𝑜𝑛] y 155[𝑚3] respectivamente.
6.3 Recomendaciones
El proceso de electrificación del sector minero es inevitable debido al endurecimiento
de los estándares de emisión y al eventual agotamiento de los combustibles fósiles. Por lo
que se recomienda dar seguimiento a las opciones de electrificación, que van desde bajos
niveles de hibridación del tren motriz hasta una transformación completa del tren motriz
utilizando celdas de combustible de hidrógeno. El seguimiento es relevante porque estas
nuevas variantes tecnológicas van a requerir un mayor consumo eléctrico y es clave asegurar
bajos precios de la energía eléctrica en los contratos para obtener ganancias favorables.
También debe existir una gestión del cambio en la empresa oportuno, ya que una
transformación de esta magnitud necesita una capacitación del personal.
73
Los resultados de emplear un escenario trole hibrido no generan los excedentes
esperados en Minera Antucoya, pero a pesar de esto se recomienda tener en consideración la
tecnología trole para el resto de las compañías mineras de Antofagasta Minerals o bien para
futuros proyectos. Sobre todo si existen condiciones favorables como contratos con precios
de electricidad más bajos y rampas de acceso con mayor pendiente y extensión, ya que esto
reduciría costos operacionales, incrementaría la productividad y el ahorro de diésel. De
evaluar otros casos, debido a ser factores importantes en el resultado, se recomienda realizar
una estimación más robusta del consumo de diésel, considerando las velocidades en cada
segundo del ciclo de transporte, y también realizar cotizaciones con proveedores de esta
tecnología para obtener una mayor exactitud de los costos de inversión y mantenimiento
asociados al sistema trole.
También se recomienda evaluar el escenario CAEX trole eléctrico en las otras
compañías mineras ya que esta tecnología es muy variable según el requerimiento energético
del ciclo de transporte. Y podrían existir condiciones que favorezcan el almacenamiento de
energía desde los frenos regenerativos, por ejemplo, en el caso que el CAEX baje cargado si
el área mina está a mayor altitud que la zona de descarga. Esta situación reduciría la energía
requerida por las baterías, por lo que el camión podría operar con una cantidad más razonable
de ellas. O bien en el mejor de los casos si la energía regenerada es mayor que la consumida
por el CAEX cuando conduce vacío cuesta arriba, no existiría necesidad de una conexión a
la red eléctrica, lo que bajaría sustancialmente los costos de operación.
Finalmente, se recomienda definir el rol de la empresa, en particular si pretenden
liderar este cambio a través del financiamiento de prototipos o más bien prefieren comprar el
producto cuando esté disponible en el mercado. Esto aplica sobre todo para la tecnología de
celdas de combustibles en CAEX que es prometedora pero aún requiere probablemente años
de desarrollo para adaptarse a las condiciones de trabajo de la gran minería.
74
7 Anexos
Anexo A : Consumo de diésel por equipos en Antofagasta Minerals
A continuación, se indica en el Gráfico A1, Gráfico A2, Gráfico A3 y Gráfico A4 los
consumos de diésel en 𝑚3 durante el 2019 desglosados por equipo en Minera Los Pelambres,
Minera Centinela, Minera Zaldívar y Minera Antucoya respectivamente.
Gráfico A1. Desglose consumo de combustible MLP 2019.
Gráfico A2. Desglose consumo de combustible CEN 2019.
75
Gráfico A3. Desglose consumo de combustible CMZ 2019.
Gráfico A4. Desglose consumo de combustible ANT 2019.
76
Anexo B : Tipos de celdas de combustible de hidrógeno
La Figura A1 muestra las características de los principales tipos de celdas de
combustible de hidrógeno (Fúnez y Reyes, 2019).
Figura A1: Características de los tipos de celdas de combustibles de Hidrógeno
Las celdas de combustible alcalinas tienen aplicaciones de transporte, militares,
espaciales y de energía de respaldo. Las celdas tipo PEM se utilizan también en transporte y
vehículos especiales, generación distribuida, energía portable y de respaldo. Mientras que las
celdas de óxido sólido, debido a su alta temperatura de operación, permite procesos de
cogeneración, por lo que se utilizan exclusivamente para aplicaciones estacionarias, ya sea
en empresas eléctricas, generación distribuida y potencia auxiliar (Fuel cell technology
office, 2016).
77
Anexo C : Faenas con sistema de asistencia de trole
Mina Palabora (1980 − 2001)
Un estudio de factibilidad realizado en 1979 confirmó los aspectos prácticos de la
instalación y operación del sistema trole en la Mina Palabora. De acuerdo con las
recomendaciones del estudio se adoptó un enfoque en tres fases.
La fase 1 fue un programa de factibilidad técnica y operativa del sistema, para lo cual
se construyó un sistema de catenarias de 720 metros de longitud en una rampa con pendiente
de 8% que tiene como destino uno de los botaderos. Se suministró energía eléctrica a las
líneas aéreas a través de una subestación de tracción con una salida continua de 5.000 [𝑘𝑊]
a 1.200 [𝑉] DC. Esta subestación se diseña para el suministro de electricidad de forma
simultánea de 3 camiones subiendo cargado. El sistema resultó ser funcional para la fase 1,
y se recomendó la instalación del sistema trole en la fase 2 y fase 3. Se modificaron
75 camiones de 170 toneladas en troles y se instalaron 2,7 [𝑘𝑚] de línea a lo largo de
rampas seleccionadas del pit (Hutnyak Consulting, n.d.).
La Mina Palabora funcionó bajo el sistema trole hasta que la mina a cielo abierto
alcanzó su límite económico el año 2002, dando paso a la actual mina subterránea.
Barrick Goldstrike
En 1996, la mina Goldstrike tenía un movimiento mina total aproximado de 410
[ktpd], lo cual requería una flota de 75 camiones de 190 toneladas de capacidad para cumplir
con las labores de transporte. Los costos de operar y mantener la flota de camiones
constituían gran parte de los costos operacionales de la mina.
Para reducir sus costos, Barrick realizó numerosos estudios de factibilidad de trole y
en 1993 dio el visto bueno para proceder con la instalación del sistema.
Las catenarias y subestaciones fueron suministradas por Siemens, y tenían un diseño
de servicio pesado completo para catenarias. Así, en octubre de 1994, ya se habían instalado
4,7 [𝑘𝑚] de catenarias, y se encontraban funcionando en conjunto con 50 camiones
Komatsu 685𝐸 que fueron modificados al sistema trole. Barrick continuó expandiendo el
sistema trole, llegando a tener, en su peak de producción, una flota de 74 camiones y 7,2
kilómetros de catenarias (Hutnyak Consulting, n.d.). Los camiones aumentaron su velocidad
78
al conectarse a la red de 13 [𝑘𝑚/ℎ] a 23,6 [𝑘𝑚/ℎ] en pendientes de 8%, lo que representa
un aumento del 80% en la velocidad.
Finalmente, Goldstrike no siguió la misma suerte de Palabora. El año 2001 se
desmanteló el sistema trole, debido a los grandes cambios que se dieron en el plan minero.
Lumwana Mining Company
El proyecto de cobre Lumwana, ubicado en la provincia noroeste de Zambia, a unos
300 [𝑘𝑚] al oeste del tradicional cinturón de cobre de Zambia, inicia sus operaciones en
2008 con la intención de extraer más de 400 [𝑀𝑡𝑜𝑛] de mineral durante los primeros 20 años
de operación, produciendo un promedio de 169.000 [𝑡𝑜𝑛/𝑎ñ𝑜] de cobre metálico contenido
en concentrado durante los primeros seis años de su vida útil de 37 años.
Lumwana establece un sistema de trole para su flota de 27 camiones de extracción,
con el cual pretende ahorrar al menos 650 [𝑀𝑈𝑆𝐷], esto se basó en un precio del petróleo
de 70 [𝑈𝑆𝐷/ 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙] . Como compañía esperan impactos iniciales bajos, pero que
aumentarán progresivamente a medida que el pozo se profundice y los vertederos se vuelvan
más altos (Ruffini, n.d.).
Actualmente Barrick Gold, el dueño de Lumwana Mine se encuentra con las
operaciones detenidas y preparando su venta, debido al incremento de las regalías en Zambia
de un 6 a 20% (Minería en Línea, 2019).
79
Anexo D : Resultados de la estimación de flota
En la Tabla A1 se señalan los parámetros y tiempo de carguío de las cuatro palas y
el cargador frontal utilizado en Minera Antucoya.
Tabla A1. Parámetros de carguío de los equipos de Minera Antucoya.
Equipo de carguío Pala 1 y 2 Pala 3 Pala 4 Cargador
Frontal
Parámetros Roca Grava Roca Grava Roca Grava Roca Grava
Tiempo por pase [min] 0,8 1,4 0,7 0,8 0,6 0,8 0,9 1,1
Capacidad balde [y3] 73 73 42 42 38 38 42 42
Factor Llenado [%] 91% 91% 79% 79% 74% 74% 79% 78%
Cap. nominal balde [ton] 105,3 105,3 60,6 60,6 54,8 54,8 60,6 60,6
Capacidad balde [ton] 95,3 95,3 47,7 47,6 40,3 40,4 47,7 47,5
Número de pases [#] 3,0 3,0 6,0 6,0 7,0 7,0 6,0 6,0
Tiempo de Carguío [min] 2,5 4,1 3,9 4,5 4,2 5,3 5,3 6,3
Con la proyección porcentual de roca y grava cargada por período se obtiene los
tiempos de carguío de cada equipo indicados en la Tabla A2. También se muestra el tiempo
de carguío ponderado por período según la estimación de material cargado por equipo.
Tabla A2. Tiempos de carguío de las palas y el cargador frontal.
Período Pala 1 y 2 Pala 3 Pala 4 Cargador Frontal Tiempo ponderado [min]
2022 Q1 2,6 4,3 3,9 5,4 3,2
2022 Q2 2,7 4,4 4,0 5,5 3,3 2022 Q3 2,7 4,4 4,0 5,5 3,3 2022 Q4 3,0 4,6 4,1 5,7 3,6 2023 H1 2,6 4,3 4,0 5,4 3,3 2023 H2 2,5 4,2 3,9 5,3 3,1 2024 H1 2,7 4,4 4,0 5,5 3,4 2024 H2 2,6 4,3 4,0 5,4 3,3
2025 2,5 4,2 3,9 5,3 3,4
2026 2,6 4,3 3,9 5,4 3,4
2027 2,6 4,3 3,9 5,4 3,3
2028 2,5 4,2 3,9 5,3 3,3
2029 2,5 4,2 3,9 5,3 3,3
80
2030 2,5 4,2 3,9 5,3 3,3
2031 2,5 4,2 3,9 5,3 3,3
2032 2,7 4,3 4,0 5,4 3,4
2033 2,6 4,2 3,9 5,4 3,3
2034 2,5 4,2 3,9 5,3 3,3 2035 2,5 5,3 2,9 2036 2,5 2,5 2037 2,5 2,5 2038 2,5 2,5 2039 2,5 2,5 2040 2,5 2,5 2041 2,5 2,5
Las distancias en los segmentos horizontales, subida y bajada entre cada fase activa
por período y su punto de descarga (chancador, botadero y stockpile) calculados con la
Ecuación 9 se muestran en la Tabla A3.
Tabla A3. Distancias por período en los distintos tramos de transporte hacia los puntos de descarga.
Período Dist. ida (Mina-C) [m] Dist. ida (Mina-B) [m] Dist. ida (Mina - S) [m]
Horiz. Subida Bajada Horiz. Subida Bajada Horiz. Subida Bajada
2022 1.516 1.086 104 1.033 890 20 1.711 1.156 193
2023 2.027 1.089 237 943 1.298 44 1.830 1.340 162
2024 2.257 1.115 579 1.162 815 100 2.393 1.053 691
2025 2.752 481 598 896 1.173 54 2.529 718 532
2026 1.272 1.443 86 1.645 859 219 1.421 1.219 103
2027 1.992 645 375 1.554 383 179 1.674 715 92
2028 1.768 826 96 1.697 308 86 2.017 542 107
2029 1.321 986 0 1.468 614 89 1.559 996 1
2030 2.078 1.190 463 1.539 347 169 2.198 1.230 441
2031 2.499 479 736 1.016 818 24 2.389 665 469
2032 2.711 704 706 1.317 661 172 2.187 1.029 504
2033 2.798 509 546 1.088 982 20 2.610 752 335
2034 1.851 1.526 186 1.560 1.105 91 2.288 1.359 258
2035 3.019 409 723 1.795 594 587 2.964 623 741
2036 2.142 562 527 1.302 758 291 2.509 607 549
En la tabla anterior las distancias entre la mina y el chancador, botadero o stockpile
se informan hasta el período 2036 ya que a partir de ese año al 2041 se mueve mineral desde
81
el stockpile a la planta. En la Tabla A4 se muestran las distancias ponderadas de ida y vuelta
por período calculadas utilizando la Ecuación 10.
Tabla A4. Distancias ponderadas en el tramo horizontal, subida y bajada por período.
Período Distancia ponderada ida [m] Distancia ponderada vuelta [m]
Horizontal Subida Bajada Horizontal Subida Bajada
2022 1.365 1.023 90 1.365 90 1.023
2023 1.545 1.227 143 1.545 143 1.227
2024 1.788 968 384 1.788 384 968
2025 1.726 883 297 1.726 297 883
2026 1.521 1.054 174 1.521 174 1.054
2027 1.730 538 231 1.730 231 538
2028 1.732 501 90 1.732 90 501
2029 1.427 748 57 1.427 57 748
2030 1.818 763 309 1.818 309 763
2031 1.645 683 315 1.645 315 683
2032 1.939 724 410 1.939 410 724
2033 1.762 807 218 1.762 218 807
2034 1.700 1.279 134 1.700 134 1.279
2035 2.749 495 698 2.749 698 495
2036 831 99 129 831 129 99
2037 535 0 97 535 97 0
2038 371 0 86 371 86 0
2039 452 0 141 452 141 0
2040 419 0 118 419 118 0
2041 446 0 136 446 136 0
A partir de los tiempos de ciclo por período indicados en la Tabla A5 se calcula la
flota de camiones señalada en la Tabla A6, la cual se compara con el caso base proyectado
por Minera Antucoya para validar la metodología.
Tabla A5. Tiempo de ciclo por período.
Período Ida Vuelta Aculatamiento y descarga Carguío Total
2022 𝑄1 7,8 4,5 3,4 3,2 18,9
2022 𝑄2 7,8 4,5 3,3 3,3 18,9
2022 𝑄3 7,8 4,5 3,2 3,3 18,8
2022 𝑄4 7,8 4,5 2,7 3,6 18,6
2023 𝐻1 9,3 5,3 3,2 3,3 21,0
82
2023 𝐻2 9,3 5,3 3,3 3,1 21,0
2024 𝐻1 9,1 5,7 2,2 3,4 20,4
2024 𝐻2 9,1 5,7 2,3 3,3 20,4
2025 8,3 5,3 3,4 3,4 20,4
2026 8,5 5,0 3,5 3,4 20,3
2027 6,5 4,5 3,6 3,3 18,0
2028 6,1 4,2 3,8 3,3 17,3
2029 6,6 4,0 4,1 3,3 18,0
2030 8,0 5,3 3,3 3,3 19,8
2031 7,2 4,8 3,2 3,3 18,5
2032 8,2 5,6 2,7 3,4 20,0
2033 7,9 5,0 3,7 3,3 20,0
2034 9,8 5,6 2,8 3,3 21,5
2035 9,4 7,2 3,0 2,9 22,5
2036 2,4 1,9 3,0 2,5 9,8
2037 1,3 1,1 5,0 2,5 9,9
2038 0,9 0,8 5,0 2,5 9,2
2039 1,2 1,1 5,0 2,5 9,8
2040 1,1 1,0 5,0 2,5 9,5
2041 1,2 1,1 5,0 2,5 9,7
Tabla A6. Flota de camiones para validar la metodología con el caso base de Minera Antucoya.
Período Días
Mov.
Mina
[kton]
TC
[min]
Prod. CAEX
[ton/h]
DM
[%]
UEBD
[%]
Prod. CAEX
[ton/período] N° CAEX
2022 𝑄1 90 19.324 18,9 918 86% 62% 1.055.049 19
2022 𝑄2 91 20.221 18,9 920 86% 66% 1.131.607 18
2022 𝑄3 92 20.463 18,8 928 86% 70% 1.218.577 17
2022 𝑄4 92 21.076 18,6 936 86% 71% 1.261.184 17
2023 𝐻1 181 39.803 21,0 828 86% 70% 2.137.489 19
2023 𝐻2 184 39.803 21,0 828 86% 70% 2.175.017 19
2024 𝐻1 182 41.591 20,4 852 85% 73% 2.315.885 18
2024 𝐻2 184 41.591 20,4 852 85% 73% 2.342.408 18
2025 365 89.693 20,4 854 86% 73% 4.699.110 20
2026 365 91.904 20,3 856 83% 73% 4.531.961 21
2027 365 88.740 18,0 965 83% 63% 4.446.769 20
2028 366 88.412 17,3 1005 84% 60% 4.465.970 20
2029 365 91.975 18,0 966 83% 63% 4.452.797 20
2030 365 89.072 19,8 877 84% 70% 4.489.072 20
2031 365 87.808 18,5 939 84% 66% 4.578.252 20
2032 366 89.574 20,0 872 85% 71% 4.632.370 20
2033 365 88.149 20,0 871 85% 70% 4.512.702 20
2034 365 82.604 21,5 810 85% 73% 4.376.341 19
83
2035 365 56.128 22,5 773 84% 69% 3.957.326 15
2036 366 33.428 9,8 1777 84% 61% 8.003.240 5
2037 365 32.000 9,9 1761 85% 61% 7.943.080 5
2038 365 32.000 9,2 1888 84% 58% 8.093.856 4
2039 365 32.000 9,8 1784 84% 61% 7.978.110 5
2040 366 32.000 9,5 1826 84% 60% 8.020.356 4
2041 365 10.232 9,7 1792 84% 53% 7.026.419 2
Tabla A7. Tiempo de ciclo por periodo de los CAEX con sistema trole.
Período Ida vuelta Aculatamiento y descarga Carguío Total
2022 𝑄1 6,9 4,5 3,4 3,2 18,0
2022 𝑄2 6,9 4,5 3,3 3,3 18,0
2022 𝑄3 6,9 4,5 3,2 3,3 17,8
2022 𝑄4 6,9 4,5 2,7 3,6 17,7
2023 𝐻1 8,2 5,3 3,2 3,3 19,9
2023 𝐻2 8,2 5,3 3,3 3,1 19,9
2024 𝐻1 8,2 5,7 2,2 3,4 19,6
2024 𝐻2 8,2 5,7 2,3 3,3 19,6
2025 7,6 5,3 3,4 3,4 19,6
2026 7,6 5,0 3,5 3,4 19,4
2027 6,1 4,5 3,6 3,3 17,6
2028 5,6 4,2 3,8 3,3 16,9
2029 5,9 4,0 4,1 3,3 17,4
2030 7,3 5,3 3,3 3,3 19,2
2031 6,6 4,8 3,2 3,3 17,9
2032 7,6 5,6 2,7 3,4 19,3
2033 7,2 5,0 3,7 3,3 19,3
2034 8,7 5,6 2,8 3,3 20,4
2035 8,9 7,2 3,0 2,9 22,1
2036 2,3 1,9 3,0 2,5 9,7
2037 1,3 1,1 5,0 2,5 9,9
2038 0,9 0,8 5,0 2,5 9,2
2039 1,2 1,1 5,0 2,5 9,8
2040 1,1 1,0 5,0 2,5 9,5
2041 1,2 1,1 5,0 2,5 9,7
Tabla A8. Flota de camiones con sistema trole.
Período Días Mov. Mina
[kton]
Prod. CAEX
[ton/h]
DM
[%]
UEBD
[%]
Prod. CAEX
[ton] N° CAEX
2022 𝑄1 90 19.324 965 86% 60% 1.073.530 18
2022 𝑄2 91 20.221 966 86% 62% 1.123.399 18
84
2022 𝑄3 92 20.463 975 86% 69% 1.278.912 16
2022 𝑄4 92 21.076 984 86% 71% 1.317.265 16
2023 𝐻1 181 39.803 873 86% 68% 2.211.301 18
2023 𝐻2 184 39.803 874 86% 67% 2.211.301 18
2024 𝐻1 182 41.591 889 85% 70% 2.310.618 18
2024 𝐻2 184 41.591 889 85% 69% 2.310.618 18
2025 365 89.693 888 86% 71% 4.720.666 19
2026 365 91.904 897 83% 74% 4.830.484 19
2027 365 88.740 991 83% 65% 4.670.518 19
2028 366 88.412 1.032 84% 61% 4.653.261 19
2029 365 91.975 1.003 83% 66% 4.840.804 19
2030 365 89.072 908 84% 70% 4.688.001 19
2031 365 87.808 971 84% 65% 4.621.461 19
2032 366 89.574 901 85% 70% 4.714.406 19
2033 365 88.149 903 85% 69% 4.639.425 19
2034 365 82.604 855 85% 72% 4.589.120 18
2035 365 56.128 789 84% 69% 4.009.145 14
2036 366 33.428 1.793 84% 50% 6.685.695 5
2037 365 32.000 1.761 85% 49% 6.400.000 5
2038 365 32.000 1.888 84% 57% 8.000.000 4
2039 365 32.000 1.784 84% 49% 6.400.000 5
2040 366 32.000 1.826 84% 60% 8.000.000 4
2041 365 10.232 1.792 84% 39% 5.116.000 2
Tabla A9. Diferencia de producción de un CAEX por período comparando la tecnología trole con el caso base.
Período Prod. CAEX trole [kton] Prod. CAEX CB [kton] Dif. trole vs CB [kton]
2022 4.903 4.704 199
2023 4.548 4.414 134
2024 4.863 4.577 285
2025 4.887 4.592 295
2026 4.750 4.484 266
2027 4.567 4.331 236
2028 4.584 4.316 267
2029 4.623 4.495 128
2030 4.647 4.342 305
2031 4.733 4.281 452
2032 4.786 4.366 420
2033 4.680 4.513 167
2034 4.620 4.286 334
2035 4.036 3.877 159
2036 8.567 8.549 18
85
Anexo E : Resultados de la estimación de consumo energético
Tabla A10. Consumos energéticos por período en un ciclo de trabajo de un CAEX en el caso base.
Período Energía por ciclo [kWh] Consumo Combustible por ciclo [L]
Subiendo Horizontal Bajando Total Subiendo Horizontal Bajando Total
2022 𝑄1 148 144 87 379 35 34 21 90
2022 𝑄2 148 144 87 379 35 34 21 90
2022 𝑄3 148 144 87 379 35 34 21 90
2022 𝑄4 148 144 87 379 35 34 21 90
2023 𝐻1 179 163 107 450 43 39 25 107
2023 𝐻2 179 163 107 450 43 39 25 107
2024 𝐻1 158 189 108 455 38 45 26 108
2024 𝐻2 158 189 108 455 38 45 26 108
2025 141 182 94 417 34 43 22 99
2026 157 161 96 414 37 38 23 99
2027 89 183 62 333 21 44 15 79
2028 75 183 47 305 18 44 11 73
2029 108 151 63 321 26 36 15 76
2030 125 192 86 403 30 46 20 96
2031 114 174 80 368 27 41 19 88
2032 125 205 92 422 30 49 22 101
2033 125 186 81 393 30 44 19 94
2034 186 180 110 476 44 43 26 113
2035 110 291 100 501 26 69 24 119
2036 21 88 19 128 5 21 5 31
2037 6 57 9 71 1 13 2 17
2038 5 39 8 52 1 9 2 12
2039 8 48 12 69 2 11 3 16
2040 7 44 10 62 2 11 2 15
2041 8 47 12 67 2 11 3 16
Tabla A11.Consumos energéticos por período en el caso base y con tecnología trole.
Período Caso base Tecnología trole
N° ciclos
Consumo diésel
método 1 [m3] N° ciclos
Consumo
electricidad [MWh]
Consumo diésel
método 1 [m3]
2022 279.598 25.213 279.598 32.708 15.939
2023 274.506 29.404 274.506 38.528 15.799
2024 286.835 31.093 286.835 31.774 16.386
2025 309.285 30.738 309.285 31.256 18.568
2026 316.910 31.275 316.910 38.199 18.385
2027 305.999 24.284 305.999 18.824 18.064
86
2028 304.869 22.129 304.869 17.490 17.487
2029 317.156 24.258 317.156 27.152 17.577
2030 307.145 29.466 307.145 26.810 18.827
2031 302.785 26.542 302.785 23.647 17.718
2032 308.875 31.061 308.875 25.601 19.227
2033 303.962 28.449 303.962 28.059 18.599
2034 284.842 32.305 284.842 41.688 16.776
2035 193.545 23.083 193.545 10.956 14.617
2036 115.271 3.519 115.271 1.301 4.217
2037 110.345 1.863 110.345 0 4.267
2038 110.345 1.365 110.345 0 3.872
2039 110.345 1.804 110.345 0 4.222
2040 110.345 1.621 110.345 0 3.983
2041 35.283 565 35.283 0 1.410
Tabla A12. Estimación consumo diésel con el método 2 para el caso base y con tecnología trole.
Período
Caso Base Sistema trole
Hh [hrs] Consumo diésel
método 2 [m3]
H [hrs] Hh* [hrs] Consumo diésel
método 2 [m3]
2022 102.583 20.630 97.905 79.256 15.939
2023 109.336 20.418 106.571 84.603 15.799
2024 115.690 20.859 108.999 90.883 16.386
2025 124.602 23.268 117.254 99.433 18.568
2026 124.748 23.710 118.511 96.730 18.385
2027 111.513 21.195 105.776 95.043 18.064
2028 108.142 20.554 101.977 92.004 17.487
2029 111.436 21.180 107.960 92.479 17.577
2030 122.084 23.204 114.339 99.052 18.827
2031 117.106 22.258 106.705 93.222 17.718
2032 126.182 23.983 115.757 101.160 19.227
2033 118.315 22.488 113.853 97.855 18.599
2034 121.271 23.049 112.032 88.263 16.776
2035 86.927 16.522 83.150 76.903 14.617
2036 21.896 4.162 22.929 22.187 4.217
2037 22.831 4.339 22.448 22.448 4.267
2038 21.571 4.100 20.369 20.369 3.872
2039 22.792 4.332 22.214 22.214 4.222
2040 22.297 4.238 20.957 20.957 3.983
2041 7.599 1.444 7.420 7.420 1.410
87
Anexo F : Resultados de la estimación económica
Tabla A13. Componentes del CAPEX del caso base y escenario trole híbrido por período.
Periodo
Caso base Asistencia de trole
CAEX
adicional
[MUS$]
CAEX
adicional
[MUS$]
Modificación
CAEX
[MUS$]
Trayecto de
catenaria [km]
Catenaria
[MUS$]
Inversión
SE
[MUS$]
2022 𝑄1 9,0 1,0 1,5 2,0
2022 𝑄2 1,0
2022 𝑄3 1,0
2022 𝑄4 5,2 1,0
2023 𝐻1 1,2 0,3 2023 𝐻2 1,2
2024 𝐻1 1,2
2024 𝐻2 1,2
2025 5,2 5,2 0,5 1,2
2026 1,2
2027 1,2
2028 1,2
2029 1,2
2030 1,2
2031 1,2
2032 1,2
2033 1,2
2034 1,2
2035 1,2
2036 1,2
2037 1,2
2038 1,2
2039 1,2
2040 1,2
2041 1,2
Tabla A14. Componentes del OPEX del caso base por período.
Periodo Diésel [MUS$] Mantención
[MUS$]
Neumáticos
[MUS$]
Mano de
obra [MUS$]
Otros
[MUS$]
Total
OPEX
2022 𝑄1 2,4 2,5 0,8 0,6 0,2 6,6
2022 𝑄2 2,6 2,6 0,9 0,6 0,2 7,0
2022 𝑄3 2,7 2,8 1,0 0,6 0,2 7,4
2022 𝑄4 3,0 3,0 1,0 0,7 0,3 8,0
2023 𝐻1 5,7 5,8 2,0 1,3 0,5 15,4
88
2023 𝐻2 5,7 5,8 2,0 1,3 0,5 15,4
2024 𝐻1 6,0 6,2 2,1 1,4 0,6 16,3
2024 𝐻2 6,1 6,2 2,1 1,4 0,6 16,3
2025 13,0 13,3 4,5 3,0 1,2 35,1
2026 13,3 13,3 4,5 3,3 1,2 35,6
2027 11,9 11,9 4,1 2,9 1,0 31,8
2028 11,5 11,5 3,9 2,8 1,0 30,8
2029 11,9 11,9 4,1 2,9 1,0 31,8
2030 13,0 13,0 4,4 3,2 1,1 34,8
2031 12,5 12,5 4,3 3,1 1,1 33,4
2032 13,4 13,4 4,6 3,3 1,2 36,0
2033 12,6 12,6 4,3 3,1 1,1 33,7
2034 12,9 12,9 4,4 3,2 1,1 34,6
2035 9,3 9,3 3,2 2,3 0,8 24,8
2036 2,3 2,3 0,8 0,6 0,2 6,2
2037 2,4 2,4 0,8 0,6 0,2 6,5
2038 2,3 2,3 0,8 0,6 0,2 6,1
2039 2,4 2,4 0,8 0,6 0,2 6,5
2040 2,4 2,4 0,8 0,6 0,2 6,4
2041 0,8 0,8 0,3 0,2 0,1 2,2
Tabla A15. Componentes del OPEX del escenario trole híbrido por período.
Periodo Costo
electricidad [MUS$]
Diésel [MUS$]
Mantención total
[MUS$]
Neumáticos [MUS$]
Mano de obra [MUS$]
Otros [MUS$]
Total OPEX
[MUS$]
2022 𝑄1 0,7 2,0 2,5 0,9 0,6 0,2 7,0
2022 𝑄2 0,8 2,1 2,6 0,9 0,6 0,2 7,2
2022 𝑄3 0,8 2,1 2,6 0,9 0,6 0,2 7,2
2022 𝑄4 0,8 2,1 2,7 0,9 0,6 0,2 7,3
2023 𝐻1 1,8 4,4 5,7 1,9 1,3 0,5 15,6
2023 𝐻2 1,8 4,4 5,7 1,9 1,3 0,5 15,7
2024 𝐻1 1,5 4,7 5,8 2,0 1,3 0,5 15,9
2024 𝐻2 1,5 4,8 5,8 2,0 1,3 0,5 15,9
2025 2,9 10,4 12,5 4,3 2,8 1,1 34,1
2026 3,6 10,3 12,6 4,3 3,1 1,1 35,0
2027 1,8 10,1 11,3 3,8 2,8 1,0 30,8
2028 1,6 9,8 10,9 3,7 2,7 1,0 29,6
2029 2,1 9,8 11,5 3,9 2,8 1,0 31,2
2030 2,0 10,5 12,2 4,2 3,0 1,1 33,0
2031 1,8 9,9 11,4 3,9 2,8 1,0 30,8
2032 1,9 10,8 12,3 4,2 3,0 1,1 33,4
2033 2,1 10,4 12,1 4,1 3,0 1,1 32,9
89
2034 3,1 9,4 11,9 4,1 2,9 1,0 32,5
2035 0,8 8,2 8,9 3,0 2,2 0,8 23,9
2036 0,1 2,4 2,4 0,8 0,6 0,2 6,6
2037 0 2,4 2,4 0,8 0,6 0,2 6,4
2038 0 2,2 2,2 0,7 0,5 0,2 5,8
2039 0 2,4 2,4 0,8 0,6 0,2 6,3
2040 0 2,2 2,2 0,8 0,6 0,2 6,0
2041 0 0,8 0,8 0,3 0,2 0,1 2,1
Tabla A16. Ahorro por período del OPEX entre el primer escenario tecnológico y el caso base.
Período Consumo energético
[MUS$] Mantención
[MUS$] Neumáticos
[MUS$] Mano de obra
[MUS$] Otros
[MUS$]
2022 −0,6 0,5 0,2 0,1 0,0
2023 −1,0 0,3 0,1 0,1 0,0
2024 −0,4 0,7 0,2 0,2 0,1
2025 −0,3 0,8 0,3 0,2 0,1
2026 −0,6 0,7 0,2 0,2 0,1
2027 0,0 0,6 0,2 0,2 0,1
2028 0,1 0,7 0,2 0,2 0,1
2029 0,0 0,4 0,1 0,1 0,0
2030 0,4 0,8 0,3 0,2 0,1
2031 0,8 1,1 0,4 0,3 0,1
2032 0,7 1,1 0,4 0,3 0,1
2033 0,1 0,5 0,2 0,1 0,0
2034 0,4 1,0 0,3 0,2 0,1
2035 0,2 0,4 0,1 0,1 0,0
2036 −0,1 −0,1 0,0 0,0 0,0
2037 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
2038 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0
2039 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0
2040 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0
2041 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 𝟎, 𝟏 𝟗, 𝟖 𝟑, 𝟑 𝟐, 𝟒 𝟎, 𝟗
90
Anexo G : Resultados de la sensibilidad económica
Tabla A17. Diferencia de VAC entre el caso base y el Escenario I al fluctuar los precios de energía eléctrica y
diésel.
VAC trole híbrido vs caso base [MUS$] E-28% E-21% E-14% E-7% EP E+7% E+14% E+21% E+28%
D-28% 0,5 -1,0 -2,5 -3,9 -5,4 -6,9 -8,3 -9,8 -11,3
D-21% 1,8 0,4 -1,1 -2,6 -4,0 -5,5 -7,0 -8,4 -9,9
D-14% 3,2 1,8 0,3 -1,2 -2,6 -4,1 -5,6 -7,0 -8,5
D-7% 4,6 3,2 1,7 0,2 -1,2 -2,7 -4,2 -5,6 -7,1
DP 6,0 4,5 3,1 1,6 0,1 -1,3 -2,8 -4,3 -5,7
D+7% 7,4 5,9 4,5 3,0 1,5 0,1 -1,4 -2,9 -4,3
D+14% 8,8 7,3 5,9 4,4 2,9 1,5 0,0 -1,5 -2,9
D+21% 10,2 8,7 7,2 5,8 4,3 2,8 1,4 -0,1 -1,6
D+28% 11,6 10,1 8,6 7,2 5,7 4,2 2,8 1,3 -0,2
91
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